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WO2016006126A1 - 洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法 - Google Patents

洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法 Download PDF

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Publication number
WO2016006126A1
WO2016006126A1 PCT/JP2014/075358 JP2014075358W WO2016006126A1 WO 2016006126 A1 WO2016006126 A1 WO 2016006126A1 JP 2014075358 W JP2014075358 W JP 2014075358W WO 2016006126 A1 WO2016006126 A1 WO 2016006126A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
mooring
offshore structure
offshore
line
lines
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2014/075358
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
拓樹 中村
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
MODEC Inc
Original Assignee
MODEC Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by MODEC Inc filed Critical MODEC Inc
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Priority to CA2954232A priority patent/CA2954232C/en
Priority to US15/324,427 priority patent/US10351211B2/en
Priority to CN201480080441.5A priority patent/CN106687366B/zh
Priority to EP14897312.6A priority patent/EP3168131B1/en
Publication of WO2016006126A1 publication Critical patent/WO2016006126A1/ja
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Ceased legal-status Critical Current

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    • B63B2035/446—Floating structures carrying electric power plants for converting wind energy into electric energy
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    • B63B2209/00—Energy supply or activating means
    • B63B2209/20—Energy supply or activating means wind energy
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    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction

Definitions

  • the present invention relates to a mooring system for an offshore structure group and a mooring method for an offshore structure group when mooring a plurality of spar-type offshore structures equipped with a wind power generator or the like as a group.
  • TLP tension leg platform
  • the spar In the case of a spar-type offshore structure, the spar is an offshore structure that floats upright like a fishing float, and most of the floating body is submerged due to the injection of ballast water. This spar can support a heavy superstructure with relatively little shaking.
  • the floating body In a spar-type offshore structure equipped with wind power generation facilities, the floating body is flooded with a depth of about 40 m to 80 m, and the floating body portion is a large structure of about 1000 t (tons) or more.
  • a horizontal axis wind turbine or a vertical axis wind turbine using wind power is arranged on the surface of the water surface, and the tidal force
  • a floating fluid power utilization system in which a horizontal axis water turbine or a vertical axis water wheel using the above is disposed below the water surface and the horizontal axis water wheel or the vertical axis water wheel is used as a ballast.
  • a large number of spar-type offshore structures used as this offshore wind power generation facility are moored, not just one, at an installation location suitable for offshore wind power generation.
  • a plurality of floating bodies that stand and support each wind power generation facility on the ocean are connected by a mooring chain provided with an intermediate sinker in the middle.
  • an offshore wind power generation facility has been proposed in which an appropriate floating body is further connected to a mooring anchor having an anchor at one end and an intermediate sinker in the middle.
  • a floating body that is an offshore power generation facility is arranged at the apex of a regular hexagon in plan view, and each floating body is centered on a regular hexagon in plan view.
  • a central offshore structure and a mooring anchor that is arranged outside the regular hexagon in plan view and forms an equilateral triangle in plan view with two adjacent floating bodies.
  • Mooring chains with seven intermediate sinkers each and mooring chains in one of these mooring chains in the central float and six mooring anchors that anchor the other direction mooring chains It is shown.
  • one offshore structure is often moored by a mooring line in three or more directions, and the mooring base is often constituted by a drag anchor.
  • one-way mooring lines consist of multiple mooring lines, such as two or three, and are chained even if one of them breaks under rough weather or sea conditions.
  • the strength of each mooring line is set so that the mooring line can be kept moored at the position based on the offshore structure without breaking the mooring line.
  • Offshore structures equipped with wind power generation facilities that can be moved slightly under severe weather and sea conditions are equipped with drill pipes for oil drilling and oil transport pipes, so the position must be strictly maintained.
  • the mooring line that holds the position of the offshore structure breaks, it is not always necessary to keep the offshore structure moored at the original position, and the offshore structure does not drift.
  • the technical idea that it should not collide with other offshore structures is being recognized.
  • the present inventor even under severe weather and sea conditions, even if the mooring line breaks in the direction with the greatest burden or the anchor anchor strikes, A mooring system that can prevent the offshore structure from drifting, and an arrangement where there is no other offshore structure within the range of movement of the offshore structure.
  • the arrangement of the offshore structure group and the mooring base group which can avoid colliding with the offshore structure of the sea was considered.
  • the mooring line breaks in the direction with the greatest burden or the anchor anchor strikes, the mooring lines in the remaining direction will move along with the movement of offshore structures. Because the mooring direction changes, the gripping force of the drag anchor changes, so that the mooring base exerts the mooring force with respect to the turning direction seen from above instead of the drag anchor having only one direction of the mooring base. It is preferable to use a mooring pile having a wide range and a stable mooring force.
  • the present invention has been made in view of the above situation, and its purpose is to provide an offshore structure, for example, under severe weather and sea conditions in a mooring system for offshore structure groups equipped with wind power generators and the like. Even if the mooring line mooring part of the mooring line breaks or the mooring function of the mooring base is lost, the offshore structure moves, but the offshore structure continues to be moored by the remaining mooring lines.
  • An offshore structure group mooring system that can prevent an offshore structure from colliding with other offshore structures, and can be moored safely at an offshore installation location without excessively increasing the strength of the mooring line in the mooring direction. And providing a mooring method for offshore structures.
  • the mooring system for offshore structure group of the present invention includes at least one offshore structure group composed of a plurality of offshore structures having three or more directions and eight or less directions.
  • the mooring lines arranged in the directions are used to lock the mooring lines in the respective directions to separate mooring bases, and at least one mooring base includes three of the offshore structures. It is comprised so that the said mooring line which each connects to the said offshore structure of 8 units or less may be latched.
  • a plurality of offshore structures can be moored efficiently with a small number of mooring lines and a small number of mooring bases. If the direction of the mooring line is less than 3 directions, that is, less than 2 directions, the range in which the moored offshore structure moves will increase, or the mooring force required for the mooring line will decrease if this moving range is reduced. Grows and becomes impractical. Further, when the direction of the mooring lines becomes nine or more, the number of mooring lines and the number of mooring bases increase, resulting in high costs and impractical.
  • the number of mooring bases increases and the cost increases.
  • the number of mooring bases increases and the cost increases.
  • the mooring line connected to each of nine or more offshore structures when a part of the mooring lines mooring the offshore structure breaks and the offshore structure moves, The mooring lines cross over, and the mooring lines tend to be damaged, making it difficult to avoid crossing, making it impractical.
  • a large number of offshore structures can be moored with a small number of mooring bases and a small number of mooring lines. Even if a part of the mooring line mooring the offshore structure breaks, the combination of the arrangement of the mooring base and the mooring line arrangement of the mooring line of the remaining mooring line group along with the movement of the offshore structure A large change in the mooring direction at the connecting part on the offshore structure side and a large change in the mooring direction at the anchoring part on the mooring base side can be allowed, and the offshore structure continues to be moored by the remaining mooring lines. It becomes easy to make a combination that can avoid the offshore structure from drifting.
  • the offshore structure when one of the mooring lines mooring one of the offshore structures is broken, the offshore structure is connected to the remaining mooring lines.
  • the offshore structure and the mooring base are arranged so as to have an asymmetrical arrangement pattern that is geometrically impossible to collide with another offshore structure when moved within an allowable range.
  • the mooring line can be reduced in weight, the mooring line can be easily installed, and the cost can be reduced.
  • the offshore structure moored by a mooring line locked to the mooring base remains.
  • the offshore structure and the mooring base are arranged so as to have an asymmetrical mooring arrangement pattern that is geometrically impossible to collide with another offshore structure when the mooring line moves within an allowable range. Deploy.
  • the fixing degree of each mooring base is set. Since it can be set small, the weight of the mooring base can be reduced, the installation work of the mooring base can be facilitated, and the cost can be reduced.
  • these At least one of the offshore structures is configured such that there is a different angle between the mooring lines that moor the offshore structures.
  • the arrangement of a plurality of the mooring bases to which the mooring lines for mooring the offshore structures are locked is viewed from above.
  • At least one offshore structure among the offshore structures is configured such that there is a different mooring distance in the mooring distance between the offshore structure and these mooring bases.
  • the mooring efficiency can be improved with the length and strength suitable for the role, and as a result, the mooring cost can be reduced.
  • the amount of work for offshore construction that occupies a considerable proportion of the cost of business such as offshore wind power can be drastically reduced, and the cost can be reduced.
  • offshore structures that drift or move due to mooring line breakage or mooring base malfunction can be prevented from moving toward adjacent offshore structures. That is, the movement direction of the offshore structure that has started to move can be diverted from the adjacent offshore structure.
  • the offshore structure in the projected view of the offshore structure being moored is such that the difference between the large mooring distance and the small mooring distance is a top view of the offshore structure being moored. It is comprised so that it may be more than the diameter of the circumscribed circle
  • this mooring distance means the horizontal distance from the anchoring position of the mooring line in an offshore structure to the anchoring position of the mooring line in the mooring base.
  • the mooring line breaks or mooring base within the practical range easily. It is possible to set the arrangement of the offshore structure and the mooring base that can prevent the offshore structure that moves due to the malfunction of the seam from moving toward the adjacent offshore structure.
  • More specific arrangement patterns include offshore structures according to the length of the mooring lines, arrangement patterns A, B, C, and D with the mooring distance and direction changed, and offshore structures according to the angle of the mooring lines.
  • arrangement pattern E that makes the mooring angle asymmetric in this arrangement
  • a mixed arrangement pattern F each of which is configured as follows.
  • the arrangement pattern A is configured such that the offshore structure is moored by the two long mooring lines and the short mooring line, and the mooring directions of the short mooring lines of the adjacent offshore structures are in the same direction.
  • the arrangement pattern B has a structure in which the offshore structure is moored by two long mooring lines and one short mooring line, and the mooring direction of the short mooring lines of the adjacent offshore structures is Are directed in opposite directions.
  • the arrangement pattern C is configured such that the offshore structure is moored by the one long mooring line and the two short mooring lines, and the mooring directions of the long mooring lines of the adjacent offshore structures are the same.
  • the arrangement pattern D has a structure in which the offshore structure is moored by one long mooring line and two short mooring lines, and the long mooring line of the adjacent offshore structure is moored. In this configuration, the directions are opposite to each other.
  • there are two angles formed by the long mooring line and the short mooring line at the mooring base but these may be the same angle or different.
  • the arrangement pattern E is configured such that the offshore structure is moored by the three first to third mooring lines, and the angle formed by the first mooring lines and the second mooring lines. Is not less than 80 degrees and less than 120 degrees, and the angle formed by the second mooring line and the third mooring line is not less than 120 degrees and not more than 140 degrees, and the third mooring line and the first mooring line The angle between the mooring line and the mooring line is 120 degrees or more and 140 degrees or less, and the arrangement pattern F is configured such that the offshore structure is moored by the long mooring line and the short mooring line, and the long mooring line.
  • the first type offshore structure moored by two and one short mooring line the second type offshore structure moored by one long mooring line and two short mooring lines, and the short It has the 3rd type offshore structure moored by 3 mooring lines It is a configuration.
  • the offshore when one mooring line breaks using a relatively simple geometric pattern, the offshore was moored by the remaining mooring lines. It can avoid colliding with other offshore structures before the structure moves and is stopped by the rest of the mooring lines, and long mooring lines have a larger mooring force than short mooring lines. Therefore, the mooring lines can be arranged efficiently and effectively by setting the direction of the long mooring lines to a direction in which a large external force acts.
  • the mooring line at the mooring base is locked to a mooring line clasp provided on the side, corner, or upper part of the columnar body standing on the bottom of the water.
  • the mooring line fastener is configured to be slidably fixed in a horizontal direction with respect to the columnar body.
  • the locking position of the long mooring line is set to be longer than the locking position of the short mooring line.
  • the mooring direction of the long mooring line does not change so much that it does not exceed the short mooring line connected to the same mooring base. Even if the mooring direction of the mooring line extending in the central direction and the mooring line extending in the adjacent direction greatly changes due to the loss of the mooring function of the offshore structure, The mooring direction can be changed without interference, so long and short mooring lines even if the mooring lines in one direction mooring offshore structures break and the mooring direction of the remaining mooring lines changes Avoid tangling with Kill. Therefore, damage to the mooring line can be prevented.
  • the mooring line is locked to the mooring locking tool at the connection site on the offshore structure side, and the mooring locking tool is horizontal to the offshore structure. It is configured to be slidably fixed in the direction.
  • the mooring line can be swung as viewed from above at the connection site on the offshore structure side with a very simple structure of the mooring locker swinging.
  • the mooring lock that locks the mooring line can be rocked, the offshore structure moves from the position where it was initially moored due to the breakage of part of the mooring line or the loss of the mooring function of the mooring base. Even if the mooring direction of the mooring line changes, it is possible to prevent a large force from being applied to the mooring line and the mooring locking tool.
  • the mooring line at the mooring base is locked to a mooring line clasp provided on the side, corner, or upper part of the columnar body standing on the bottom of the water.
  • the mooring line fastener is fixed to the columnar body so as to be swingable in the horizontal direction, and the long mooring line is engaged with the long mooring line and the short mooring line is locked.
  • the anchoring position is set to a position below the short anchoring position of the mooring line, and the mooring cable is latched to the anchoring anchor at the connection site on the offshore structure side, and the anchoring anchor Is configured to be slidably fixed in a horizontal direction with respect to the offshore structure.
  • the mooring line can be swung with a very simple structure of the mooring fastener swinging and the mooring locking tool swinging, Due to the loss of the mooring function of the mooring base, even if the offshore structure moves from the position where it was initially moored and the mooring direction of the mooring line changes, a large force is applied to the mooring line, columnar body, and mooring lock. Can be prevented.
  • the mooring lines can change the mooring direction without crossing each other, and the mooring lines can be prevented from being entangled with each other.
  • At least 1 offshore structure is made into 3 directions or more 8 directions among the offshore structure group comprised by several offshore structures.
  • the mooring lines arranged in the following directions are used to lock the mooring lines in the respective directions to separate mooring bases, and at least one mooring base is included in the offshore structure group. It is a method characterized in that the mooring lines connected to the offshore structures of 3 or more and 8 or less are locked.
  • a plurality of offshore structures can be moored efficiently with a small mooring line and a small mooring base.
  • a large number of offshore structures can be moored with a small number of mooring bases and a small number of mooring lines.
  • the combination of the arrangement of the mooring base and the mooring line arrangement of the mooring line of the remaining mooring line group along with the movement of the offshore structure A large change in the mooring direction at the connecting part on the offshore structure side and a large change in the mooring direction at the anchoring part on the mooring base side can be allowed, and the offshore structure continues to be moored by the remaining mooring lines.
  • the offshore structure can be prevented from drifting.
  • the offshore structure group equipped with wind power generators, For example, even if a part of the mooring line mooring the offshore structure breaks, the offshore structure moves, but the offshore structure continues to be moored by the remaining mooring lines, The offshore structure can be drifted and the offshore structure can be prevented from colliding with other offshore structures, and the mooring line in the mooring direction can be safely installed on the ocean without excessively increasing the strength. Can be moored at a place.
  • FIG. 1 is a schematic perspective view for explaining an offshore structure mooring system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic arrangement diagram for explaining an arrangement pattern A of the offshore structure mooring system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a schematic arrangement diagram for explaining an arrangement pattern B of the offshore structure mooring system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a schematic layout diagram for explaining a layout pattern C of the offshore structure mooring system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a schematic layout diagram for explaining the layout pattern D of the offshore structure mooring system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a schematic layout diagram for explaining the layout pattern E of the offshore structure mooring system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a schematic perspective view for explaining an offshore structure mooring system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic arrangement diagram for explaining an arrangement pattern A of the offshore structure mooring system according to
  • FIG. 7 is a schematic arrangement diagram for explaining an arrangement pattern F of the mooring system for offshore structures according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is a view for explaining the movement of the offshore structure in the arrangement pattern D when the mooring line is broken.
  • FIG. 9 is a view of the mooring pile as viewed from above, and is a diagram schematically showing a fixing method capable of swinging the mooring line and a swivelable range.
  • FIG. 10 is a view of the mooring pile as viewed from the side, and schematically showing the difference in height of the mooring position of the mooring line.
  • FIG. 11 is a diagram showing a case where the mooring base is configured by providing one mooring rope fastener on the upper surface of the columnar body.
  • FIG. 12 is a diagram showing a case where the mooring base is configured by providing two mooring rope fasteners on the upper surface of the columnar body.
  • FIG. 13 is a figure which shows the case where a mooring base is provided and provided with three mooring rope fasteners on the upper surface of a columnar body.
  • FIG. 14 is a diagram showing a configuration in which two columnar bodies each provided with one mooring rope fastener on the upper surface of the mooring base are bundled.
  • FIG. 15 is a diagram showing a configuration in which three columnar bodies each provided with one mooring clasp on the mooring base are bundled.
  • FIG. 16 is a diagram schematically illustrating a configuration of a mooring mechanism for adjusting the length of the mooring line.
  • an offshore structure group mooring system and an offshore structure group mooring method according to an embodiment of the present invention will be described.
  • the offshore structure a spar-type offshore structure in which a vertical axis wind turbine using wind power is disposed on the surface of the water surface is described as an example. It is not necessary to limit to this spar type offshore structure, and can be applied to other offshore structures.
  • the offshore structure 10 of the embodiment exemplified here is a spar type offshore structure composed of an upper structure 11 and a lower structure 12.
  • the upper structure 11 includes a vertical axis windmill 11a having a rotation shaft 11aa and a vertical blade 11ab, and a windmill support portion 11b that supports the vertical axis windmill 11a.
  • the lower structure 12 includes a weight 12a and a buoyancy body 12b.
  • the generated power and information obtained by various sensors (not shown) provided on the offshore structure 10 are sent to a land-side device (not shown), and a control signal for controlling the windmill is sent from the land-side device.
  • the cable 40 for receiving is provided from the offshore structure 10 to the landside equipment with the float 41.
  • the offshore structure group mooring systems 2A to 2D (hereinafter collectively referred to as 2) according to the embodiment of the present invention, the arrangement patterns A, B, C, D, E, and F shown in FIGS.
  • mooring in which at least one offshore structure 10 in a group of offshore structures composed of a plurality of offshore structures 10A to 10D (hereinafter collectively referred to as 10) is arranged in three or more directions and eight or less directions.
  • the cords 20A, 20B, and 20C (hereinafter collectively referred to as 20)
  • the mooring cords 20, 20A, and 20B in the respective directions are locked to the mooring bases 30 and moored.
  • at least one mooring base 30 is configured to lock the mooring lines 30 respectively connected to the offshore structure 10 of 3 to 8 of the offshore structure group 10.
  • the offshore structure group mooring method includes at least one offshore structure group of three or more offshore structures composed of a plurality of offshore structure bodies 10 in three directions or more and eight directions or less.
  • the mooring lines 20 arranged in the directions are used to lock and moor the mooring lines 20 in the respective directions to separate mooring bases 30, and at least one mooring base 30 is included in the offshore structure group.
  • the mooring lines 30 connected to the offshore structure 10 having 3 or more and 8 or less are respectively locked.
  • the mooring line 20 may be a mooring force of only the catenary due to the weight of the mooring line 20, but if necessary, an intermediate sinker or an intermediate floating body may be attached to further increase the relationship between the mooring force and the moving distance of the offshore structure 10. It may be appropriate.
  • the offshore structure 10 is It is possible to easily realize a combination that can be kept moored by the remaining two or more mooring lines 20 and that the offshore structure 10 can be prevented from drifting.
  • the direction of the mooring line 20 for mooring the offshore structure 10 is less than three directions, that is, two or less directions, the range in which the moored offshore structure portion 10 moves increases or decreases. As a result, the mooring force required for the mooring line 20 becomes large and becomes impractical. In particular, in the case of two directions, the one-way mooring line 20 becomes one-way mooring, so that the moving range is remarkably widened and the risk of colliding with an adjacent offshore structure is significantly increased. Further, when the direction of the mooring line 20 for mooring the offshore structure 10 is 9 or more, the number of the mooring lines 20 and the number of the mooring bases 30 increase, resulting in high cost and impractical.
  • the number of mooring bases 30 increases and the cost increases.
  • the mooring lines 20 connected to each of the nine or more offshore structures 10 are provided, a part of the mooring lines 20 mooring the offshore structures 10 is broken and the offshore structure 10 moves.
  • the mooring base 30 it becomes difficult to prevent the mooring lines 20 from crossing each other. As a result, the mooring line 20 crosses over and the mooring line 20 is likely to be damaged and becomes impractical.
  • this offshore structure 10 becomes the remaining mooring line 20.
  • the offshore structure 10 and the mooring base 30 are arranged so as to have an asymmetrical arrangement pattern that is geometrically impossible to collide with another offshore structure 10 when it moves within the allowable range.
  • each mooring line 20 is compared with the conventional technique. Design strength can be set small. Therefore, the mooring line 20 can be reduced in weight, the installation work of the mooring line 20 can be facilitated, and the cost can be reduced.
  • the offshore structure 10 when the mooring function of one mooring base part 30 stops functioning, the offshore structure moored by the mooring line 20 locked to this mooring base part 30
  • the offshore structure 10 has an asymmetric mooring arrangement pattern that is geometrically impossible to collide with other offshore structures 10 when the object 10 moves within the range allowed by the remaining mooring lines 20.
  • the mooring base 30 are arranged.
  • each mooring base 30 is fixed.
  • the degree can be set small. Accordingly, it is possible to reduce the weight of the mooring base 30, facilitate the installation work of the mooring base 30, and reduce the cost.
  • the most mooring force is generated in the predicted severe weather and sea conditions, and the mooring line 20 has a strong possibility of breaking, and the mooring line 20 remains when the breaking line should break.
  • the remaining mooring lines 20 in two or more directions for avoiding the drifting or movement of the offshore structure 10 have a different role, so that the direction of the different mooring lines 20 or the length of the mooring lines 20
  • the mooring efficiency can be improved by making the length and strength suitable for the role of each mooring line 20, and as a result, the mooring cost can be reduced.
  • the amount of work for offshore construction which accounts for a considerable proportion of the cost of business such as offshore wind power, can be drastically reduced and the cost can be reduced.
  • the mooring distance L is a horizontal distance from the locking position of the mooring line 20 in the offshore structure 10 to the anchoring position of the mooring line 20 in the mooring base 30, and the circumscribed circle of the offshore structure 10 is
  • the wing is a circumscribed circle where the circumscribed circle is the largest.
  • the circumscribed circle is in contact with the tip. That is, the circumscribed circle having the maximum diameter is adopted as the circumscribed circle of the offshore structure 10.
  • the mooring line 20 can be easily and practically used.
  • the arrangement of the offshore structure 10 and the mooring base 30 can be set so as to prevent the offshore structure 10 moving due to breakage or malfunction of the mooring base 30 from moving toward the adjacent offshore structure 10. Become.
  • the mooring angle L is determined by the arrangement pattern A, B, C, D in which the mooring distance L and the mooring direction are changed, and the arrangement of the offshore structure by the angle of the mooring line.
  • the arrangement pattern E to be asymmetric and the mixed arrangement pattern F are illustrated.
  • These arrangement patterns A to F are configured as follows.
  • the structure of the mooring systems 2A, 2B, 2C, and 2D of the offshore structure group of the arrangement patterns A, B, C, and D is a plurality of mooring lines 20 that anchor the offshore structure 10 to each other.
  • the mooring distances differing in the mooring distance between the offshore structure 10 and the mooring base 30 in at least one offshore structure 10 of these offshore structures 10 as viewed from above.
  • L1 and L2 are configured.
  • the structure of the mooring system 2A for the offshore structure group of the arrangement pattern A shown in FIG. 2 is that the offshore structure 10A (single circle) has two mooring lines 20A with a long mooring distance L1 and a mooring line with a short mooring distance L2. 20B, and the mooring direction of the short mooring line 20B of the adjacent offshore structure 10 is the same direction, and the offshore structure group of the arrangement pattern B shown in FIG.
  • the structure of the mooring system 2B is similarly moored by two long mooring lines 20A and one short mooring line 20B, but the mooring directions of the short mooring lines 20B of the adjacent offshore structures 10 are in the same direction. It is a configuration.
  • This arrangement pattern A is suitable for a water area having a relatively shallow water depth
  • the arrangement pattern B is suitable for a case where the offshore structures 10 are arranged in a line in a water area where the water area at the installation site is elongated.
  • the long mooring lines 20A do not have to be completely the same length. Compared to the difference ⁇ L between the long mooring lines 20A and the short mooring lines 20B, the long mooring lines 20A The difference may be about 1/3 or less. The same applies hereinafter.
  • the configuration of the mooring system 2C for the offshore structure group of the arrangement pattern C shown in FIG. 4 is that the offshore structure 10B (double circle) has a short mooring distance L1 and one of the mooring lines 20A whose mooring distance is L1.
  • the structure of the group mooring system 2D is similarly moored by one long mooring line 20A and two short mooring lines 20B, but the mooring directions of the long mooring lines 20A of the adjacent offshore structures 10 are in the same direction. It is the composition which is.
  • the angles ⁇ 2 and ⁇ 3 formed by the long mooring line 20A and the short mooring line 20B in the mooring base 30 are 90 degrees or more
  • the long mooring line 20A in the mooring base 30 is provided.
  • the angles ⁇ 2 and ⁇ 3 formed by the short mooring line 20B are less than 90 degrees.
  • ⁇ 2 and ⁇ 3 may be the same angle or different. That is, in the arrangement pattern C, L1> L2, ⁇ 2 ⁇ 90 °, and ⁇ 3 ⁇ 90 °.
  • This arrangement pattern C is suitable for an intermediate depth water area.
  • This arrangement pattern D is suitable for the case where the offshore structures 10 are arranged in two rows in an elongated water area or the like where the installation site is located.
  • the structure of the mooring system 2E for the offshore structure group having the arrangement pattern E includes a plurality of mooring bases to which the respective mooring lines 20C for mooring the offshore structure 10 are locked.
  • the arrangement of 30 when viewed from above, in at least one offshore structure 10C (Miemaru) among these offshore structures 10, angles ⁇ 1, ⁇ 2 formed by mooring lines 20C mooring the offshore structure 10C, It is configured such that there are different angles at ⁇ 3. That is, ⁇ 1 ⁇ ⁇ 2 or ⁇ 2 ⁇ ⁇ 3 or ⁇ 3 ⁇ ⁇ 1.
  • the offshore structure 20C is moored by three first to third mooring lines 20Ca to 20Cc, and the first mooring line 20Ca and the second mooring line 20Cb. Is between 80 degrees and less than 120 degrees, the angle between the second mooring line 20Cb and the third mooring line 20Cc is not less than 2120 degrees and not more than 140 degrees, and the third mooring line 20Cc and the first mooring line 20Cc.
  • the angle ⁇ 3 formed by the mooring line 20Ca is configured to be 120 degrees or more and 140 degrees or less.
  • first to third mooring lines 20Ca to 20Cc may be the same for all three, two may be the same, one may be different, or three may be different.
  • the arrangement pattern F of the mixed arrangement pattern includes the offshore structure 10 moored by a long mooring line 20A and a short mooring line 20B, and moored by two long mooring lines 20A and one short mooring line 20B.
  • Type 10 offshore structure 10A single circle
  • a second type offshore structure 10B double circle
  • This arrangement pattern F is complicated but requires only a small number of mooring bases, and is suitable for a relatively deep water area.
  • the arrangement pattern F may seem complicated at first glance.
  • the second type is located next to the third type offshore structure 10D (Miemaru) (NO.1).
  • FIG. 8 a state when one of the mooring lines 20A and 20B is broken is shown in FIG.
  • the offshore structure 10 moored to the long mooring line 20A moves within the allowable movement range (within the hatching) and remains. It can be seen that the robot can move without colliding with other offshore structures 10 until it is stopped by the short mooring line 20B and stopped.
  • the short mooring line 20B turns 60 ° at the mooring base 30.
  • the offshore structure 10 moored by the short mooring line 20B moves within the movement allowable range (within the hatching). Then, it can be seen that it can move without colliding with other offshore structures 10 until it is stopped by the remaining long mooring line 20A and short mooring line 20B.
  • the remaining short mooring line 20B makes a turn of 82 ° in the mooring pile 30, and the remaining long mooring line 20A makes a turn of 38 ° in the mooring pile 30.
  • the direction of the long mooring line 20A is the direction in which a large external force acts, for example, the wind W or the tidal current.
  • the mooring lines 20 ⁇ / b> A and 20 ⁇ / b> B can be arranged efficiently and effectively.
  • the mooring base 30 that fixes the bottom of the mooring lines 20 ⁇ / b> A and 20 ⁇ / b> B is constituted by the mooring pile 30, and the mooring lines 20 ⁇ / b> A and 20 ⁇ / b> B in the mooring pile 30 are erected on the water bottom 3. It is latched by a mooring line clasp 31 provided on the side surface or corner of the columnar body 30a.
  • the mooring line clasp 31 is fixed to the columnar body 30a of the mooring pile 30 so as to be swingable in the horizontal direction.
  • a mooring clasp 31 may be provided on the upper surface of the column state 30a, and a mooring clasp 31 is provided on the upper surface as shown in FIGS.
  • the columnar bodies 30a may be bundled.
  • the mooring rope clamp 31 has a very simple structure, A range ⁇ in which the mooring lines 20A and 20B can turn as viewed from above in the locking portion on the mooring base 30 side can be increased.
  • the mooring line fastener 31 to which the mooring lines 20A and 20B are locked is swingable, the offshore structure 10 is caused by the partial breakage of the mooring lines 20A and 20B or the loss of the mooring function of the mooring base 30.
  • the range (beta) ((beta) 1, (beta) 2, (beta) 3) which can rotate the mooring cable 20 seen from the upper part in the latching part by the side of the mooring base 30 becomes 5 degrees or more.
  • the range ⁇ in which the mooring lines 20A and 20B can be turned, as viewed from above, that is, in plan view, is enlarged at the part of the mooring line fastener 31 at the locking part.
  • the upper limit of the swivelable range ⁇ is up to about 180 ° when the mooring line clasp 31 is provided on the side surface, and up to 360 ° when the mooring line clasp 31 is provided on the upper surface. It is preferable to be able to rotate any number of times.
  • the locking position of the long mooring line 20A is set lower than the locking position of the short mooring line 20B. That is, as shown in FIG. 10, in the mooring pile 30, the mooring position of the mooring line 20A extending in the middle of the three adjacent directions is set to the lowest position. Furthermore, it is preferable that the mooring positions of the mooring lines 20B extending in the adjacent directions on the remaining both sides are different from each other.
  • the mooring rope fastener 31 when the mooring rope fastener 31 is provided in the upper surface of the columnar body 30a, it can respond easily by changing the height of the base part of the mooring rope fastener 31.
  • FIG. 14 and 15 the height of the base portion of the mooring rope fastener 31 is similarly changed even in a configuration in which a columnar body 30 a having only one mooring rope fastener 31 provided on the upper surface is bundled.
  • the mooring direction of the short mooring line 20B changes greatly when the mooring lines 20A and 20B are partially broken or the mooring function of the mooring base 30 is lost.
  • the mooring direction of the long mooring line 20 ⁇ / b> A greatly changes and exceeds the short mooring line 20 ⁇ / b> B connected to the same mooring base 30. Therefore, the mooring lines 20A, 20B are partially broken or the mooring function of the mooring base 30 is lost, so that the offshore structure 10 moves from the position where the offshore structure 10 is first moored and extends in the center direction. 20B and Even when the mooring direction of any of the mooring lines 20A and 20B extending in the adjacent direction changes greatly, the mooring direction can be changed without interfering with each other.
  • the long mooring line 20A is short. Since the entanglement with the mooring lines 20B can be avoided, the mooring lines 20A and 20B can be prevented from being damaged.
  • the mooring lines 20A and 20B are locked to a mooring locking tool 13 at a connection site on the offshore structure 10 side, and the mooring locking tool 13 is fixed to the offshore structure 10 so as to be swingable in the horizontal direction. To do. Thereby, it is possible to take a large range in which the mooring line 20 can be swung as viewed from above in the connection part on the offshore structure 10 side with a very simple structure of the mooring locking tool 13 swinging.
  • the mooring locking tool 13 to which the mooring line 20 is locked is swingable, the offshore structure 10 is moored first due to the partial breakage of the mooring line 20 or the loss of the mooring function of the mooring base 30. Even if the mooring direction of the mooring line 20 is changed by moving from the position where the mooring line 20 is moved, it is possible to prevent a large force from being applied to the mooring line 20 and the mooring locking tool 13.
  • the range in which the mooring line 20 can be swung can be made large with the very simple structure of the above-described movement of the mooring line clasp 31 and the movement of the mooring lock 13, and a part of the mooring line 20 can be broken. Even if the mooring function of the mooring base 30 is changed and the mooring line 20 moves from the position where the offshore structure 10 is initially moored and the mooring direction of the mooring line 20 changes, the mooring line 20, the columnar body 30a, and the mooring lock It is possible to prevent a large force from being applied to the tool 13. In addition, the mooring lines 20 can change the mooring direction without interfering with each other, and the mooring lines 20 can be prevented from being entangled and damaged.
  • the mooring direction is set in advance, and the mooring line 20 is fixedly connected in that direction
  • the connecting part on the offshore structure 10 side and the anchoring part on the mooring base 30 side are configured to fix and support the mooring line 20 in one direction. It is possible to increase the range in which the mooring line 20 can be swung in both parts, as viewed from above, in other words, in plan view.
  • the offshore structure 10 side of the mooring line 20 of the remaining mooring line group accompanying the movement of the offshore structure 10 Since a large change in the mooring direction at the connecting portion of the anchoring portion and a large change in the mooring direction at the locking portion on the mooring base 30 side can be allowed, the offshore structure 10 can be kept moored by the remaining mooring lines and It is possible to prevent the mooring line 20 from being damaged when the object 10 is prevented from being drifted.
  • the lengths of the mooring lines 20A and 20B are adjusted. This length adjustment can be performed as follows. .
  • the mooring lines 20A and 20B have the same length adjusting mechanism and method, the mooring lines 20A and 20B will be described as the mooring line 20.
  • the mooring mechanism 4 for adjusting the length locks the mooring line 20 formed separately into the main mooring line 20a and the sub mooring line 20b, and one end of the sub mooring line 20b, and in the water.
  • a mooring rope fastener 31 of the mooring pile (mooring base) to be arranged and a length adjuster 21 for adjusting the length of the main mooring line 20a are configured.
  • a first engagement portion 20ba is provided on the other end side of the sub mooring line 20b.
  • the 2nd engaging part 21a engaged with the 1st engaging part 20ba is provided in the length adjustment tool 21 for adjusting the length of the main mooring line 20a.
  • the length adjuster 21 is attached to the other end side of the main mooring line 20a whose one end is fixed to the offshore structure 10.
  • the mooring line 20 is divided into a main mooring line 20a and a sub mooring line 20b, and one end of the sub mooring line 20b is locked to the mooring line fastener 31 and the other end is a first engaging portion. 20ba is provided.
  • a second engagement portion 21a that engages with the first engagement portion 20ba is provided on the length adjustment tool 21 for adjusting the length of the main mooring line 20a.
  • a length adjuster 21 is provided on the other end side of the main mooring line 20a whose one end is fixed to the offshore structure 10 so that the length of the main mooring line 20a can be adjusted by the length adjuster 21.
  • This length adjustment allows the mooring chain of the main mooring line 20a to pass through the length adjusting tool 21 so that any ring of the mooring chain can be locked with a clasp.
  • the main mooring line 20a having one end fixed to the offshore structure 10 is supported by the other end side of the main mooring line 20a through the length adjuster 21 and the other end by the auxiliary line 22.
  • the length adjusting tool 21 is moved to the mooring pile 30 by an underwater robot (not shown) or the like, and the second engaging portion 21a of the length adjusting tool 21 is engaged with the first engaging portion 20ba.
  • the offshore structure 10 and the mooring line fastener 31 are connected by the main mooring line 20a, the length adjusting tool 21, the second engaging part 21a, the first engaging part 20ba, and the sub mooring line 20b.
  • the auxiliary rope 22 or the main mooring line 20a is pulled to measure the mooring tension, the mooring length, or the position of the offshore structure 10, and the length of the main mooring line 20a is adjusted to adjust the length adjusting tool 21.
  • the length of the main mooring line 20a is fixed.
  • the mooring line 20 is divided into the main mooring line 20a and the sub mooring line 20b, and the first mooring line 20b is fixed to the mooring line clamp 31 at one end.
  • a second engaging portion 21a that engages with the engaging portion 20ba is provided in the length adjusting tool 21 for adjusting the length of the main mooring line 20a, and one end of the main mooring line 10a fixed to the offshore structure 10 is provided.
  • a length adjuster 21 is provided on the other end side, and the second engaging portion 21a of the length adjuster 21 is engaged with the first engaging portion 20ba, so that the offshore structure 10 and the mooring rope clasp 31 are engaged.
  • the length of the main mooring line 20a is not required so much as the accuracy of the installation position of the offshore structure 10.
  • the mooring length of the short mooring cable 20B in two directions is set in advance, and the set length is set on the land side or the installation place, and then connected to the mooring pile 30.
  • this short mooring line 20B since it is not necessary to adjust the length, it is not necessary to use an expensive length adjusting tool 21.
  • the long mooring line 20A is connected to the mooring pile 30 according to the above procedure, and the length is adjusted.
  • the offshore structure 10 in the mooring of the offshore structure group equipped with wind power generators and the like, severe weather and For example, even if a part of the mooring line 30 mooring the offshore structure 10 is broken under sea conditions, the offshore structure 10 moves, but the offshore structure 10 is moored by the remaining mooring lines. Then, the offshore structure 10 can be prevented from drifting and the offshore structure 10 can collide with other offshore structures 10, and the strength of the mooring line 20 in the mooring direction is excessively increased. It can be safely moored at an offshore installation location without increasing the height.
  • a part of the mooring line mooring the offshore structure is broken under severe weather and sea conditions.
  • the offshore structure will move, but the offshore structure will continue to be moored by the remaining mooring lines, and the offshore structure will drift, and the offshore structure will be in contact with other offshore structures.
  • the collision can be avoided, and the mooring line in the mooring direction can be safely moored at the offshore installation place without excessively increasing the strength. Accordingly, it can be used when a plurality of offshore structures such as offshore structures equipped with wind power generators are moored.

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Abstract

　複数の洋上構造物１０で構成される洋上構造物群の内で少なくとも１つの洋上構造物１０を３方向以上８方向以下の方向に配置される係留索２０を用いて、それぞれの方向の係留索２０を別々の係留基部３０に係止して係留すると共に、少なくとも１つの係留基部３０が、洋上構造物群の内の３基以上８基以下の洋上構造物１０にそれぞれが接続する係留索２０を係止する。これにより、厳しい気象及び海象の条件下で、例え、洋上構造物１０を係留する係留索２０の一部の破断や、係留基部３０の係留機能の喪失が生じても、その洋上構造物１０は移動するが、その洋上構造物１０を残りの係留索３０群により係留し続けて、その洋上構造物１０が他の洋上構造物１０と衝突することを回避できて、その係留方向の係留索２０の強度を過度に高くすることなく、安全に洋上設置場所に係留できる。

Description

洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法
　本発明は、風力発電装置等を搭載したスパー型等の複数の洋上構造物を群として係留する際の、洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法に関するものである。
　水深の深い海域で、洋上構造物に風力発電設備等を搭載する場合に、セミサブ型あるいはテンションレグプラットフォーム（ＴＬＰ）等が考えられるが、これらの場合には、陸上で一体的に組み立て、試運転を行ってから設置場所に曳航して、係留システムにより係留されることになる。
　スパー型の洋上構造物の場合は、スパーは魚釣りの釣浮きのように直立状態で浮いている洋上構造体であり、バラスト水の注水等により浮体の大部分は海面下に沈んでいる。このスパーは、動揺が比較的少なく、重い上部構造を支持することができる。風力発電設備を備えたスパー型の洋上構造物では、仮に浮体の吃水が約４０ｍ～８０ｍと深く、また、浮体部分が約１０００ｔ（トン）以上の大きな構造物となる。
　このスパー型の洋上構造物としては、例えば、国際公開第２０１３／０６５８２６号パンフレットに記載されているように、風力を利用する水平軸風車又は垂直軸風車を水面上部分に配置すると共に、潮流力を利用する水平軸水車又は垂直軸水車を水面下に配置して、水平軸水車又は垂直軸水車をバラストとして使用する浮体式流体力利用システムが提供されている。
　また、この洋上風力発電設備として使用するスパー型の洋上構造物は、洋上風力発電に適した設置場所に、一つだけでなく、多数係留する。例えば、日本出願の特開２００４－１７６６２６号公報に記載されているように、洋上において夫々の風力発電施設を立設支持する複数の浮体同士を、途中に中間シンカーを設けた係留チェーンで連結すると共に、適宜の浮体には、更に、一方端に係留アンカーを、途中に中間シンカーを設けた係留チェーンを繋いだ洋上風力発電設備が提案されている。
　この洋上風力発電設備では、複数の洋上発電設備と係留基部の配置の例として、平面視で正六角形の頂点に洋上発電設備である浮体を配置し、各浮体を平面視で正六角形の中心に配置した中心洋上構造体と、平面視で正六角形の外側に配置され、かつ、隣接する２つ浮体と平面視で正三角形を構成する係留アンカーで、１基の中央浮体と６基の浮体をそれぞれ７つの方向の中間シンカーを設けた係留チェーンとこれらの係留チェーンの内の一つの方向の係留チェーンを中央浮体に、残りの方向の係留チェーンをそれぞれ係止する６つの係留アンカーで係留することが示されている。
　一方、一般的に、図１に示すように、一つの洋上構造物は、三方向以上の方向の係留索で係留されることが多く、係留基部もドラッグアンカーで構成されることが多い。このような係留では、一方向の係留索は、２本又は３本等の複数本の係留索で構成されており、荒れた気象や海象条件下で、そのうちの１本が破断した場合でも連鎖的に係留索が破断することなく、残りの係留索で洋上構造物を元に位置に係留し続けられるように各係留索の強度を設定している。
　そのため、係留索の本数が多くなる上に、係留索に要求される１本当たりの破断強度と、ドラッグアンカーに要求される把駐力が大きくなり、洋上構造物の係留コストが高くなるという問題がある。
国際公開第２０１３／０６５８２６号パンフレット 日本出願の特開２００４－１７６６２６号公報
　厳しい気象及び海象条件下で、多少移動しても問題が無い風力発電設備等を搭載した洋上構造物では、石油掘削用ドリルパイプや石油輸送管を備えているためにその位置保持が厳格に必要な洋上構造物とは異なり、洋上構造物を位置保持する係留索が破断した場合には、必ずしも元の位置に洋上構造物を係留し続ける必要はなく、洋上構造物が漂流状態にならず、しかも、他の洋上構造物に衝突しなければよいとの技術的思想が認められつつある。
　本発明者は、この技術的思想に則り、厳しい気象及び海象の条件下で、最も負担の大きい方向の係留索の破断又はドラッグアンカーの走錨が生じても、残りの方向の係留索群でその洋上構造物が漂流状態になることを食い止めることができる係留システムと、その洋上構造物が移動する範囲内に他の洋上構造物がない配置にして、その洋上構造物が移動しても他の洋上構造物に衝突することを回避できる、洋上構造物群と係留基部群の配置を考えた。
　また、厳しい気象及び海象の条件下で、最も負担の大きい方向の係留索の破断又はドラッグアンカーの走錨が生じた場合には、残りの方向の係留索群では、洋上構造物の移動に伴い、係留方向が変化するため、ドラッグアンカーではその把錨力が変化するので、係留基部としては把錨力が一方向のみのドラッグアンカーの代わりに、上から見た旋回方向に関して係留力を発揮する範囲が広く、係留力の大きさも安定している係留パイル等を使用することが良い。
　本発明は、上記の状況を鑑みてなされたものであり、その目的は、風力発電装置等を搭載した洋上構造物群の係留システムにおいて、厳しい気象及び海象の条件下で、例え、洋上構造物を係留する係留索の一部の破断や、係留基部の係留機能の喪失が生じても、その洋上構造物は移動するが、その洋上構造物を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物が他の洋上構造物と衝突することを回避できて、その係留方向の係留索の強度を過度に高くすることなく、安全に洋上設置場所に係留できる、洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法を提供することにある。
　上記の目的を達成するための本発明の洋上構造物群の係留システムは、複数の洋上構造物で構成される洋上構造物群の内で少なくとも１つの洋上構造物を３方向以上８方向以下の方向に配置される係留索を用いて、それぞれの方向の前記係留索を別々の係留基部に係止して係留すると共に、少なくとも１つの前記係留基部が、前記洋上構造物群の内の３基以上８基以下の前記洋上構造物にそれぞれが接続する前記係留索を係止するように構成される。
　この構成によれば、複数の洋上構造物を少ない係留索と少ない係留基部で効率よく係留することができる。係留索の方向が３方向未満つまり２方向以下であると、係留された洋上構造部が移動する範囲が大きくなるか、あるいは、この移動範囲を小さくしようとすると係留索に要求される係留力が大きくなり、実用的でなくなる。また、係留索の方向が９方向以上になると、係留索の本数と係留基部の数が増加し、コスト高となり実用的ではなくなる。
　また、係留基部においても、一つの係留基部で２基未満の係留索とすると係留基部の数が多くなり、コストが増加する。また、９基以上の洋上構造物にそれぞれ接続する係留索を設けると、洋上構造物を係留している係留索の一部が破断して、洋上構造物が移動したときに、係留基部において、係留索が交叉して係留索に損傷が生じ易くなり、交叉しないようにすることが難しくなり、実用的でなくなる。
　そして、洋上構造物と係留基部との間の係留索の本数を規定することより、多数の洋上構造物を少ない係留基部と少ない係留索の本数で係留することができ、しかも、洋上構造物の配置と係留基部の配置と係留索の配置の組み合わせを、洋上構造物を係留する係留索の一部が破断した場合でも、その洋上構造物の移動に伴う、残りの係留索群の係留索の洋上構造物側の接続部位における係留方向の大きな変化と、係留基部側の係止部位における係留方向の大きな変化を許容できて、その洋上構造物を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物が漂流状態になることを回避することができるような組み合わせにすることが容易にできるようになる。
　上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、前記洋上構造物群の内の１つの前記洋上構造物を係留する前記係留索の１つが破断した場合に、この洋上構造物が残りの前記係留索が許容する範囲内で移動したときに、他の前記洋上構造物と衝突することが幾何学的に不可能な非対称配置パターンを持つように前記洋上構造物と前記係留基部を配置する。
　この構成によれば、係留索の１つが破断した場合に対する対策を、洋上構造物の移動を前提に洋上構造物と係留基部の配置で行うので、従来技術に比べて、各係留索の設計強度を小さく設定することができるようになるので、係留索の軽量化、係留索の設置工事の容易化、コストダウン化が可能となる。
　上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、１つの前記係留基部の係留機能が機能しなくなった場合に、この係留基部に係止されている係留索によって係留されている前記洋上構造物が、残りの前記係留索が許容する範囲内で移動したときに、他の前記洋上構造物と衝突することが幾何学的に不可能な非対称係留配置パターンを持つように前記洋上構造物と前記係留基部を配置する。
　この構成によれば、係留基部の１つが係留機能を発揮しなくなった場合に対する対策を、洋上構造物の移動を前提に洋上構造物と係留基部の配置で行うので、各係留基部の固定度合を小さく設定することができるので、係留基部の軽量化や係留基部の設置工事の容易化、コストダウン化が可能となる。
　そして、上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、前記洋上構造物を係留するぞれぞれの前記係留索が係止される複数の前記係留基部の配置に関して、上から見て、これらの前記洋上構造物のうちの少なくとも一つの前記洋上構造物において、この洋上構造物を係留する前記係留索同士がなす角度において異なる角度があるように構成される。
　あるいは、上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、前記洋上構造物を係留するぞれぞれの前記係留索が係止される複数の前記係留基部の配置に関して、上から見て、これらの前記洋上構造物のうちの少なくとも一つの前記洋上構造物において、この洋上構造物とこれらの係留基部との係留距離において異なる係留距離があるように構成される。
　これらの構成により、予測される、最も厳しい気象及び海象状態の時に、最も大きな係留力が発生して破断する可能性の強い方向の係留索と、この係留索が万一破断した時に残って洋上構造物の移動範囲を制限するための残りの２つ以上の方向の係留索とは、別の役割を持つので、異なる係留索の方向若しくは係留索の長さとすることで、それぞれの係留索の役割に適した長さと強度にして係留効率を向上でき、結果として、係留コストを低下できる。あるいは、これらの構成により係留基部の個数を減らすことにより、洋上風力等の事業のコストの相当割合を占める洋上工事の作業量を飛躍的に軽減し、コストを低下できる。
　その上、係留索の破断又は係留基部の機能不全により漂流又は移動する洋上構造物が、隣接する洋上構造物に向かって移動することを防止できる。つまり、移動を開始した洋上構造物の移動方向を隣接する洋上構造物から逸らすことができる。
　また、上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、前記係留距離に関して、大きい前記係留距離と小さい係留距離の差が、係留されている前記洋上構造物を上から見た投影図における前記洋上構造物の平面図形の外接円の直径以上で、かつ、大きい前記係留距離が小さい係留距離の３倍の距離以下であるように構成される。なお、この係留距離とは、洋上構造物における係留索の係止位置から係留基部における係留索の留め位置までの水平距離のことをいう。
　この構成によれば、係留距離の大きさを規定しているので、この規定に従って、洋上構造物と係留基部の配置を設定すると、容易に、実用的な範囲で、係留索の破断又は係留基部の機能不全により移動する洋上構造物が、隣接する洋上構造物に向かって移動することを防止できる、洋上構造物と係留基部の配置を設定できるようになる。
　そして、より具体的な配置パターンとしては、係留索長さによる洋上構造物の配置で、係留距離と係留方向を変えた配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄと、係留索の角度による洋上構造物の配置で係留角度を非対称とする配置パターンＥと、混合配置パターンＦとがあり、それぞれ以下のように構成される。
　この配置パターンＡの構成は、前記洋上構造物が長い前記係留索２つと短い前記係留索１つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の短い前記係留索の係留方向が同じ方向を向いている構成であり、配置パターンＢの構成は、前記洋上構造物が長い前記係留索２つと短い前記係留索１つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の短い前記係留索の係留方向が互いに逆の方向を向いている構成である。
　また、配置パターンＣの構成は、前記洋上構造物が長い前記係留索１つと短い前記係留索２つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の長い前記係留索の係留方向が同じ方向を向いている構成であり、配置パターンＤの構成は、前記洋上構造物が長い前記係留索１つと短い前記係留索２つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の長い前記係留索の係留方向が互いに逆の方向を向いている構成である。なお、配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄにおいては、係留基部における長い係留索と短い係留索とがなす角度が２つあるが、これらは同じ角度であってもよく、異なっていてもよい。
　また、配置パターンＥの構成は、前記洋上構造物が３つの第１～第３の前記係留索で係留されると共に、前記第１の前記係留索と前記第２の前記係留索とがなす角度が８０度以上１２０度未満であり、前記第２の前記係留索と前記第３の前記係留索とがなす角度が１２０度以上１４０度以下であり、前記第３の前記係留索と前記第１の前記係留索とがなす角度が１２０度以上１４０度以下である構成であり、配置パターンＦの構成は、前記洋上構造物が長い前記係留索と短い前記係留索で係留され、長い前記係留索２つと短い前記係留索１つとで係留される第１種の前記洋上構造物と、長い前記係留索１つと短い前記係留索２つとで係留される第２種の前記洋上構造物と、短い前記係留索３つで係留される第３種の前記洋上構造物とを有する構成である。
　この配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆによれば、比較的簡単な幾何学的パターンを用いて、一つ係留索が破断したときに、残りの係留索に係留されていた洋上構造物が移動して、残りの係留索で引き止められて移動を停止するまでに、他の洋上構造物に衝突するのを回避でき、しかも、長い係留索は短い係留索に比べて大きな係留力を発揮できるので、この長い係留索の方向を大きな外力が働く方向にしておくことで、効率よく、また、効果的に係留索を配置することができる。
　従って、洋上構造物群の設置水域の広さや水深、水底形状等に対応させて、この配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆのいずれかを選択して採用することで、容易に、洋上構造物を係留する係留索の一部の破断や、係留基部の係留機能の喪失が生じても、その洋上構造物は移動するが、その洋上構造物を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物が他の洋上構造物と衝突することを回避できる配置とすることができる。
　また、更に、上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、前記係留基部における前記係留索は、水底に立設した柱状体の側面又は角又は上部に設けられた係留索留め具に係止されると共に、前記係留索留め具は前記柱状体に対して水平方向に搖動可能に固定されるように構成される。
　この構成によれば、係留基部をドラッグアンカーで形成する場合よりも、係留方向が旋回して変化した場合でも係留力の変化が少なく、また、係留留め具の搖動という非常に簡単な構造で、係留基部側の係止部位における上から見た係留索の旋回可能な範囲を大きくとることができる。また、係留索が係止される係留留め具が搖動可能であるので、係留索の一部の破断や、係留基部の係留機能の喪失により、洋上構造物が最初に係留された位置から移動して係留索の係留方向が変化しても、係留索及び柱状体に大きな力が加わるのを防止することができる。
　また、上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、長い前記係留索と短い前記係留索が係止される前記係留基部において、長い前記係留索の係止位置を短い前記係留索の係止位置よりも下の位置にして構成される。この構成によれば、パターンＢ、Ｄ、Ｆでは、係留索の一部の破断や、係留基部の係留機能の喪失時に、短い係留索の係留方向が大きく変化して同じ係留基部に接続された長い係留索を超えることはあっても、長い係留索の係留方向が大きく変化して同じ係留基部に接続された短い係留索を超えることはないため、係留索の一部の破断や、係留基部の係留機能の喪失により、洋上構造物が最初に係留された位置から移動して、中央の方向に延びる係留索と隣接方向に延びる係留索のいずれかの係留方向が大きく変化した場合でも、互いに干渉することなく、係留方向を変えることができるので、洋上構造物を係留する一方向の係留索が破断して、残りの係留索の係留方向が変化する場合でも、長い係留索と短い係留索とが絡み合うことを回避できる。従って、係留索の損傷を防止できる。
　上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、前記係留索は前記洋上構造物側の接続部位における前記係留係止具に係止されると共に、前記係留係止具は前記洋上構造物に対して水平方向に搖動可能に固定されるように構成される。
　この構成によれば、係留係止具の搖動という非常に簡単な構造で、洋上構造物側の接続部位における上から見た係留索の旋回可能な範囲を大きくとることができる。また、係留索が係止される係留係止具が搖動可能であるので、係留索の一部の破断や、係留基部の係留機能の喪失により、洋上構造物が最初に係留された位置から移動して係留索の係留方向が変化しても、係留索及び係留係止具に大きな力が加わるのを防止することができる。
　また、更に、上記の洋上構造物群の係留システムにおいて、前記係留基部における前記係留索は、水底に立設した柱状体の側面又は角又は上部に設けられた係留索留め具に係止されると共に、前記係留索留め具は前記柱状体に対して水平方向に搖動可能に固定され、かつ、長い前記係留索と短い前記係留索が係止される前記係留基部において、長い前記係留索の係止位置を短い前記係留索の係止位置よりも下の位置にし、さらに、前記係留索は前記洋上構造物側の接続部位における前記係留係止具に係止されると共に、前記係留係止具は前記洋上構造物に対して水平方向に搖動可能に固定されるように構成される。
　この構成によれば、係留留め具の搖動と、係留係止具の搖動という非常に簡単な構造で、係留索の旋回可能な範囲を大きくとることができ、係留索の一部の破断や、係留基部の係留機能の喪失により、洋上構造物が最初に係留された位置から移動して係留索の係留方向が変化しても、係留索、柱状体、係留係止具に大きな力が加わるのを防止することができる。また、係留索同士が、互いに交叉することなく、係留方向を変えることができ、係留索同士が絡み合うことを回避できる。
　そして、上記の目的を達成するための本発明の洋上構造物群の係留方法は、複数の洋上構造物で構成される洋上構造物群の内で少なくとも１つの洋上構造物を３方向以上８方向以下の方向に配置される係留索を用いて、それぞれの方向の前記係留索を別々の係留基部に係止して係留すると共に、少なくとも１つの前記係留基部が、前記洋上構造物群の内の３基以上８基以下の前記洋上構造物にそれぞれが接続する前記係留索を係止することを特徴とする方法である。
　この方法によれば、複数の洋上構造物を少ない係留索と少ない係留基部で効率よく係留することができる。また、洋上構造物と係留基部との間の係留索の本数を規定することより、多数の洋上構造物を少ない係留基部と少ない係留索の本数で係留することができ、しかも、洋上構造物の配置と係留基部の配置と係留索の配置の組み合わせを、洋上構造物を係留する係留索の一部が破断した場合でも、その洋上構造物の移動に伴う、残りの係留索群の係留索の洋上構造物側の接続部位における係留方向の大きな変化と、係留基部側の係止部位における係留方向の大きな変化を許容できて、その洋上構造物を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物が漂流状態になることを回避することができる。
　以上に説明したように、本発明の洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法によれば、風力発電装置等を搭載した洋上構造物群の係留において、厳しい気象及び海象の条件下で、例え、洋上構造物を係留する係留索の一部が破断しても、その洋上構造物は移動するが、その洋上構造物を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物が漂流状態になることと、その洋上構造物が他の洋上構造物と衝突することを回避できて、その係留方向の係留索の強度を過度に高くすることなく、安全に洋上設置場所に係留できる。
図１は、本発明に係る実施の形態の洋上構造物の係留システムを説明するための模式的な斜視図である。 図２は、本発明に係る実施の形態の洋上構造物の係留システムの配置パターンＡを説明するための模式的な配置図である。 図３は、本発明に係る実施の形態の洋上構造物の係留システムの配置パターンＢを説明するための模式的な配置図である。 図４は、発明に係る実施の形態の洋上構造物の係留システムの配置パターンＣを説明するための模式的な配置図である。 図５は、発明に係る実施の形態の洋上構造物の係留システムの配置パターンＤを説明するための模式的な配置図である。 図６は、発明に係る実施の形態の洋上構造物の係留システムの配置パターンＥを説明するための模式的な配置図である。 図７は、発明に係る実施の形態の洋上構造物の係留システムの配置パターンＦを説明するための模式的な配置図である。 図８は、配置パターンＤにおける係留索破断時の洋上構造物の移動を説明するための図である。 図９は、係留パイルを上から見た図で、係留索の搖動可能な固定方法と旋回可能な範囲を模式的に示す図である。 図１０は、係留パイルを側面から見た図で、係留索の係留位置の高さの違いを模式的に示す図である。 図１１は、係留基部を柱状体の上面に一つの係留索留め具を設けて構成した場合を示す図である。 図１２は、係留基部を柱状体の上面に二つの係留索留め具を設けて構成した場合を示す図である。 図１３は、係留基部を柱状体の上面に三つの係留索留め具を設けて構成した場合を示す図である。 図１４は、係留基部を上面に一つの係留索留め具を設けた柱状体を二つ束ねた構成を示す図である。 図１５は、係留基部を上面に一つの係留索留め具を設けた柱状体を三つ束ねた構成を示す図である。 図１６は、係留索の長さを調整するための係留機構の構成を模式的に示す図である。
　以下、本発明に係る実施の形態の洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法について説明する。この実施の形態の説明では、洋上構造物としては、風力を利用する垂直軸風車を水面上部分に配置した、スパー型の洋上構造物を例に説明しているが、本発明は、必ずしも、このスパー型の洋上構造物に限定する必要はなく、その他の洋上構造物にも適用できる。
　図１に示すように、ここで例示する実施の形態の洋上構造物１０は、上部構造物１１と下部構造物１２からなる、スパー型の洋上構造物である。この上部構造物１１は、回転軸１１ａａと垂直羽根１１ａｂを有する垂直軸風車１１ａとこの垂直軸風車１１ａを支持する風車支持部１１ｂを備えて構成される。また、下部構造物１２は、錘１２ａと浮力体１２ｂを備えて構成される。また、発電した電力や洋上構造物１０に設けた各種センサ（図示しない）で得られる情報を陸上側機器（図示しない）に送ると共に、風車を制御するための制御信号を陸上側機器から制御信号を受けるためのケーブル４０が浮き４１を伴って、洋上構造物１０から陸上側機器まで設けられる。
　そして、本発明に係る実施の形態の洋上構造物群の係留システム２Ａ～２Ｄ（以下２と総称する）では、図２～図７の配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆで示すように、複数の洋上構造物１０Ａ～１０Ｄ（以下１０と総称する）で構成される洋上構造物群の内で少なくとも１つの洋上構造物１０を３方向以上８方向以下の方向に配置される係留索２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃ（以下２０と総称する）を用いて、それぞれの方向の係留索２０、２０Ａ、２０Ｂを別々の係留基部３０に係止して係留する。それと共に、少なくとも１つの係留基部３０が、洋上構造物群１０の内の３基以上８基以下の洋上構造物１０にそれぞれが接続する係留索３０を係止するように構成される。
　また、本発明に係る実施の形態の洋上構造物群の係留方法は、複数の洋上構造物１０で構成される洋上構造物群の内で少なくとも１つの洋上構造物１０を３方向以上８方向以下の方向に配置される係留索２０を用いて、それぞれの方向の係留索２０を別々の係留基部３０に係止して係留すると共に、少なくとも１つの係留基部３０が、洋上構造物群の内の３基以上８基以下の洋上構造物１０にそれぞれが接続する係留索３０を係止する方法である。
　これにより、複数の洋上構造物１０を少ない数の係留索２０と少ない数の係留基部３０で効率よく係留する。つまり、洋上構造物１０と係留基部３０との間の係留索２０の本数を規定することより、多数の洋上構造物１０を少ない係留基部３０と少ない係留索１０の本数で係留することができる。この係留索２０は、単に係留索２０の自重によるカテナリのみの係留力でもよいが、必要に応じて、中間シンカーや中間浮体を取付けて、洋上構造物１０の移動距離に対する係留力の関係をより適切なものにしてもよい。
　しかも、洋上構造物１０の配置と係留基部３０の配置と係留索２０の配置のこの組み合わせにより、洋上構造物１０を係留する係留索２０の一本が破断した場合でも、その洋上構造物１０を残りの２本以上の係留索２０群により係留し続けて、その洋上構造物１０が漂流状態になることを回避できる組み合わせを容易に実現できるようになる。
　なお、洋上構造物１０を係留する係留索２０の方向が３方向未満つまり２方向以下であると、係留された洋上構造部１０が移動する範囲が大きくなるか、あるいは、この移動範囲を小さくしようとすると係留索２０に要求される係留力が大きくなり、実用的でなくなる。特に２方向の場合に１方向の係留索２０が破断した時に１方向係留になるため、移動範囲が著しく広くなり、隣接する洋上構造物に衝突する危険性が著しく高まる。また、洋上構造物１０を係留する係留索２０の方向が９方向以上になると、係留索２０の本数と係留基部３０の数が増加し、コスト高となり実用的ではなくなる。
　また、係留基部３０においても、一つの係留基部３０で２基未満の係留索２０とすると係留基部３０の数が多くなり、コストが増加する。また、９基以上の洋上構造物１０にそれぞれ接続する係留索２０を設けると、洋上構造物１０を係留している係留索２０の一部が破断して、洋上構造物１０が移動したときに、係留基部３０において、係留索２０が互いに交叉しないようにすることが難しくなる。その結果、係留索２０が交叉して係留索２０に損傷が生じ易くなり、実用的でなくなる。
　この洋上構造物群の係留システム２においては、洋上構造物群の内の１つの洋上構造物１０を係留する係留索２０の１つが破断した場合に、この洋上構造物１０が残りの係留索２０が許容する範囲内で移動したときに、他の洋上構造物１０と衝突することが幾何学的に不可能な非対称配置パターンを持つように洋上構造物１０と係留基部３０を配置する。
　これにより、係留索２０の１つが破断した場合に対する対策を、洋上構造物１０の移動を前提に洋上構造物１０と係留基部３０の配置で行うので、従来技術に比べて、各係留索２０の設計強度を小さく設定することができるようになる。従って、係留索２０の軽量化、係留索２０の設置工事の容易化、コストダウン化が可能となる。
　また、この洋上構造物群の係留システム２においては、１つの係留基部３０の係留機能が機能しなくなった場合に、この係留基部３０に係止されている係留索２０によって係留されている洋上構造物１０が、残りの係留索２０が許容する範囲内で移動したときに、他の洋上構造物１０と衝突することが幾何学的に不可能な非対称係留配置パターンを持つように洋上構造物１０と係留基部３０を配置する。
　これにより、係留基部３０の１つが係留機能を発揮しなくなった場合に対する対策を、洋上構造物１０の移動を前提に洋上構造物１０と係留基部３０の配置で行うので、各係留基部３０の固定度合を小さく設定することができる。従って、係留基部３０の軽量化や係留基部３０の設置工事の容易化、コストダウン化が可能となる。
　そして、洋上構造物１０を係留するぞれぞれの係留索２０が係止される複数の係留基部３０の配置に関して、上から見て、これらの洋上構造物１０のうちの少なくとも一つの洋上構造物１０において、この洋上構造物１０とこれらの係留基部３０との係留距離Ｌにおいて異なる係留距離Ｌ１、Ｌ２があるように、あるいは、この洋上構造物１０を係留する係留索２０同士がなす角度α１、α２、α３において異なる角度があるように構成する。
　これらの構成により、予測される、最も厳しい気象及び海象状態の時に、最も大きな係留力が発生し、破断する可能性の強い方向の係留索２０と、この係留索２０が万一破断した時に残って洋上構造物１０の漂流又は移動を回避するための残りの２つ以上の方向の係留索２０とは、別の役割を持つので、異なる係留索２０の方向、若しくは、係留索２０の長さとすることで、それぞれの係留索２０の役割に適した長さと強度にして係留効率を向上でき、結果として、係留コストを低下できる。あるいは、これらの構成により係留基部３０の個数を減らすことにより、洋上風力等の事業のコストの相当割合を占める洋上工事の作業量を飛躍的に軽減し、コストを低下できる。
　その上、係留索２０の破断又は係留基部３０の機能不全により移動する洋上構造物１０が、隣接する洋上構造物１０に向かって移動することを防止できる。つまり、移動を開始した洋上構造物１０の移動方向を隣接する洋上構造物１０から逸らすことができる。
　また、この洋上構造物１０と係留基部３０の間の係留距離Ｌに関して、大きい係留距離Ｌ１と小さい係留距離Ｌ２の差ΔＬが、係留されている洋上構造物１０を上から見た投影図における洋上構造物１０の平面図形の外接円の直径Ｄ以上で、かつ、大きい前記係留距離Ｌ１が小さい係留距離Ｌ２の３倍の距離以下であるように構成することが好ましい。つまり、「ΔＬ＝Ｌ１－Ｌ２≧Ｄ、かつ、Ｌ１≦３×Ｌ２」とする。
　なお、この係留距離Ｌとは、洋上構造物１０における係留索２０の係止位置から係留基部３０における係留索２０の留め位置までの水平距離であり、この洋上構造物１０の外接円としては、例えば、風力発電であれば、翼が最も外接円が大きくなる位置の外接円とする。また、係留のために周囲に突出する部分があればその先端に接する外接円とする。つまり、最大径となる外接円をこの洋上構造物１０の外接円として採用する。
　この構成によれば、係留距離Ｌの大きさを規定しているので、この規定に従って、洋上構造物１０と係留基部３０の配置を設定すると、容易に、実用的な範囲で、係留索２０の破断又は係留基部３０の機能不全により移動する洋上構造物１０が、隣接する洋上構造物１０に向かって移動することを防止できるように、洋上構造物１０と係留基部３０の配置を設定できるようになる。
　次に、より具体的な配置パターンについて、図２～図７を参照しながら説明する。ここでは、係留索長さによる洋上構造物１０の配置で、係留距離Ｌと係留方向を変えた配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄと、係留索の角度による洋上構造物の配置で係留角度を非対称とする配置パターンＥと、混合配置パターンＦを例示する。これらの配置パターンＡ～Ｆは、それぞれ以下のように構成される。
　この配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄの洋上構造物群の係留システム２Ａ、２Ｂ、２Ｃ、２Ｄの構成は、洋上構造物１０を係留するぞれぞれの係留索２０が係止される複数の係留基部３０の配置に関して、上から見て、これらの洋上構造物１０のうちの少なくとも一つの洋上構造物１０において、この洋上構造物１０とこれらの係留基部３０との係留距離において異なる係留距離Ｌ１、Ｌ２があるように構成される。
　図２に示す配置パターンＡの洋上構造物群の係留システム２Ａの構成は、洋上構造物１０Ａ（一重丸）が係留距離がＬ１の長い係留索２０Ａを２つと、係留距離がＬ２の短い係留索２０Ｂの１つで係留され、かつ、隣り合う洋上構造物１０の短い係留索２０Ｂの係留方向が同じ方向を向いている構成であり、また、図３に示す配置パターンＢの洋上構造物群の係留システム２Ｂの構成は、同じく、長い係留索２０Ａを２つと短い係留索２０Ｂの１つで係留されるが、隣り合う洋上構造物１０の短い係留索２０Ｂの係留方向が同じ方向を向いている構成である。この配置パターンＡは、比較的水深が浅い水域に適しており、配置パターンＢは、設置場所の水域が細長い水域等で洋上構造物１０を１列に並べる場合に適している。
　ここで、Ｌ１＞Ｌ２であるが、長い係留索２０Ａは完全に同一の長さである必要はなく、長い係留索２０Ａと短い係留索２０Ｂとの差ΔＬに比べて、長い係留索２０Ａ同士の差が１／３以下程度であればよい。以下同じである。
　また、図４に示す配置パターンＣの洋上構造物群の係留システム２Ｃの構成は、洋上構造物１０Ｂ（二重丸）が係留距離がＬ１の長い係留索２０Ａの１つと係留距離がＬ２の短い係留索２０Ｂの２つとで係留され、かつ、隣り合う洋上構造物１０の長い係留索２０Ａの係留方向が同じ方向を向いている構成であり、また、図５に示す配置パターンＤの洋上構造物群の係留システム２Ｄの構成は、同じく、長い係留索２０Ａを１つと短い係留索２０Ｂの２つで係留されるが、隣り合う洋上構造物１０の長い係留索２０Ａの係留方向が同じ方向を向いている構成である。
　また、この配置パターンＣでは、係留基部３０における長い係留索２０Ａと短い係留索２０Ｂとがなす角度γ２、γ３が９０度以上となっており、配置パターンＤでは、係留基部３０における長い係留索２０Ａと短い係留索２０Ｂとがなす角度γ２、γ３が９０度未満となっている。なお、このγ２とγ３は、同じ角度であってもよく、異なっていてもよい。つまり、配置パターンＣでは、Ｌ１＞Ｌ２、かつ、γ２≧９０°、かつ、γ３≧９０°である。この配置パターンＣは、中間的な水深の水域に適している。また、配置パターンＤでは、Ｌ１＞Ｌ２、かつ、γ２＜９０°、かつ、γ３＜９０°である。この配置パターンＤは、設置場所の水域が細長い水域等で洋上構造物１０を２列に並べる場合に適している。
　また、図６に示すように、この配置パターンＥの洋上構造物群の係留システム２Ｅの構成は、洋上構造物１０を係留するぞれぞれの係留索２０Ｃが係止される複数の係留基部３０の配置に関して、上から見て、これらの洋上構造物１０のうちの少なくとも一つの洋上構造物１０Ｃ（三重丸）において、この洋上構造物１０Ｃを係留する係留索２０Ｃ同士がなす角度α１、α２、α３において異なる角度があるように構成される。つまり、α１≠α２、又は、α２≠α３、又は、α３≠α１である。
　より詳細には、この配置パターンＥの構成では、洋上構造物２０Ｃが３つの第１～第３の係留索２０Ｃａ～２０Ｃｃで係留されると共に、第１の係留索２０Ｃａと第２の係留索２０Ｃｂとがなす角度α１が８０度以上１２０度未満であり、第２の係留索２０Ｃｂと第３の係留索２０Ｃｃとがなす角度α２１２０度以上１４０度以下であり、第３の係留索２０Ｃｃと第１の係留索２０Ｃａとがなす角度α３が１２０度以上１４０度以下であるよう構成される。つまり、８０°≦α１＜１２０°、かつ、１２０°≦α２≦１４０°、かつ、１２０°≦α３≦１４０°である。なお、第１～第３の係留索２０Ｃａ～２０Ｃｃの長さ又は係留距離は３つとも同じであっても、２つ同じで１つが異なっていてもよく、３つとも異なっていてもよい。
　そして、図７に示すように、混合配置パターンの配置パターンＦの構成は、洋上構造物１０が長い係留索２０Ａと短い係留索２０Ｂで係留され、長い係留索２０Ａ２つと短い係留索２０Ｂ１つとで係留される第１種の洋上構造物１０Ａ（一重丸）と、長い係留索２０Ａの１つと短い係留索２０Ｂの２つとで係留される第２種の洋上構造物１０Ｂ（二重丸）と、短い係留索２０Ｂの３つで係留される第３種の洋上構造物１０Ｄ（三重丸）とを有する構成である。この配置パターンＦは、複雑だが係留基部の数が少なく済み、比較的深い水深の水域に適している。
　この配置パターンＦの構成は一見複雑に見えるが、図面の横方向（左から右方向）に関しては、第３種の洋上構造物１０Ｄ（三重丸）（ＮＯ．１）の横に、第２種の洋上構造物１０Ｂ（二重丸）が２つ（ＮＯ２、ＮＯ３）、第１種の洋上構造物１０Ａ（一重丸）が一つ（ＮＯ．４）に、第２種の洋上構造物１０Ｂ（二重丸）が１つ（ＮＯ．５）、第１種の洋上構造物１０Ａ（一重丸）が二つ（ＮＯ．６、ＮＯ．７）で、第３種の洋上構造物１０Ｄ（三重丸）（次のＮＯ．１）につながる構成であり、７つの洋上構造物１０で、この配列を繰り返し、そして、図面の上下方向（上から下方向）に関しては、上の列のＮＯ．５とＮＯ．６の間に、次の列のＮＯ．１が配置される構成である。
　これらの配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆによれば、比較的簡単な幾何学的パターンを用いて、一つ係留索２０が破断したときに、残りの係留索２０に係留されていた洋上構造物１０が移動を開始して、残りの係留索２０で引き止められて移動を停止するまでに、他の洋上構造物１０に衝突するのを回避でき、しかも、長い係留索２０Ａは短い係留索２０Ｂに比べて大きな係留力を発揮できるので、この長い係留索２０Ａの方向を大きな外力が働く方向、例えば、風上方向にしておくことで、効率よく、また、効果的に係留索２０を配置することができる。
　従って、洋上構造物群の設置水域の広さや水深、水底形状等に対応させて、この配置パターンＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆのいずれかを選択して採用することで、容易に、洋上構造物１０を係留する係留索２０の一部の破断や、係留基部３０の係留機能の喪失が生じても、その洋上構造物１０は移動するが、その洋上構造物１０を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物１０が他の洋上構造物１０と衝突することを回避できる配置とすることができる。
　ここで、配置パターンＤにおいて、係留索２０Ａ、２０Ｂの一本が破断したときの様子を図８に示す。長い係留索２０Ａが破断したときには、図８の図面の上の方で示すように、この長い係留索２０Ａに係留されていた洋上構造物１０が移動許容範囲内（ハッチング内）を移動して残りの短い係留索２０Ｂで引き止められて移動を停止するまでに、他の洋上構造物１０に衝突することなく、移動できることが分かる。この図８では、γ１、γ２、γ３を共に１２０°としているので、短い係留索２０Ｂは、係留基部３０において、６０°の旋回をすることになる。
　また、図８の図面の下の方に示すように、短い係留索２０Ｂが破断した時は、この短い係留索２０Ｂに係留されていた洋上構造物１０が移動許容範囲内（ハッチング内）を移動して残りの長い係留索２０Ａと短い係留索２０Ｂで引き止められて移動を停止するまでに、他の洋上構造物１０に衝突することなく、移動できることが分かる。この場合は、残りの短い係留索２０Ｂは、係留パイル３０において、８２°の旋回をし、残りの長い係留索２０Ａは、係留パイル３０において、３８°の旋回をすることになる。
　この場合に、長い係留索２０Ａは短い係留索２０Ｂに比べて大きな係留力を発揮できるので、この長い係留索２０Ａの方向を大きな外力が働く方向、例えば、風Ｗに対して風上方向や潮流の上流方向にしておくことで、効率よく、また、効果的に係留索２０Ａ、２０Ｂを配置することができる。
　次に、上記の配置パターンを実施するに際しての係留基部３０の構成と、係留索２０の係留基部３０側の係留索留め具３１と、洋上構造物１０側の接続部位における係留係止具１３について説明する。
　図９及び図１０に示すように、係留索２０Ａ、２０Ｂの水底側を固定する係留基部３０を係留パイル３０で構成し、この係留パイル３０における係留索２０Ａ、２０Ｂは、水底３に立設した柱状体３０ａの側面又は角に設けられた係留索留め具３１に係止される。この係留索留め具３１は係留パイル３０の柱状体３０ａに対して水平方向に搖動可能に固定する。なお、図１１～図１３に示すように、柱状態３０ａの上面に、係留索留め具３１を設けてもよく、図１４及び図１５に示すように、上面に係留索留め具３１をけ設けた柱状体３０ａを束ねて構成してもよい。
　これにより、係留基部３０をドラッグアンカーで形成する場合よりも、係留方向が旋回して変化した場合でも係留力の変化が少なく、また、係留索留め具３１の搖動という非常に簡単な構造で、係留基部３０側の係止部位における上から見た係留索２０Ａ、２０Ｂの旋回可能な範囲βを大きくとることができる。また、係留索２０Ａ、２０Ｂが係止される係留索留め具３１が搖動可能であるので、係留索２０Ａ、２０Ｂの一部の破断や、係留基部３０の係留機能の喪失により、洋上構造物１０が最初に係留された位置から移動して係留索２０の係留方向が変化しても、係留索２０Ａ、２０Ｂ及び係留パイル３０の柱状体３０ａに大きな力が加わるのを防止することができる。
　そして、図９に示すように、係留基部３０側の係止部位における上から見た係留索２０の旋回可能な範囲β（β１、β２、β３）が５°以上になるように構成する。これにより、係止部位の係留索留め具３１の部位で、上から見た、言い換えれば平面視における、係留索２０Ａ、２０Ｂの旋回可能な範囲βを大きくする。なお、旋回可能な範囲βの上限は、係留索留め具３１が側面に設けられた場合は１８０°程度まで、係留索留め具３１が上面に設けられた場合は３６０°まで、できれば、際限なく何回でも回転可能とすることが好ましい。
　長い係留索２０Ａと短い係留索２０Ｂが係止される係留基部３０において、長い係留索２０Ａの係止位置を短い係留索２０Ｂの係止位置よりも下の位置にする。つまり、図１０に示すように、係留パイル３０における、隣接する３方向の内の中央の方向に延びる係留索２０Ａの係留位置を最下位置にする。さらに、残りの両側の隣接方向に延びる係留索２０Ｂの係留位置を互いに高さが異なる位置にすることが好ましい。なお、図１２及び図１３に示すように、柱状体３０ａの上面に係留索留め具３１を設けた場合は、係留索留め具３１の台部分の高さを変えることで容易に対応できる。また、図１４及び図１５に示すように、上面に係留索留め具３１を一つだけ設けた柱状体３０ａを束ねた構成でも同様に係留索留め具３１の台部分の高さを変えることで容易に対応できる
　これにより、上記の配置パターンＢ、Ｄ、Ｆでは、係留索２０Ａ、２０Ｂの一部の破断や、係留基部３０の係留機能の喪失時に、短い係留索２０Ｂの係留方向が大きく変化して同じ係留基部３０に接続された長い係留索２０Ａを超えることはあっても、長い係留索２０Ａの係留方向が大きく変化して同じ係留基部３０に接続された短い係留索２０Ｂを超えることはないため、係留索２０Ａ、２０Ｂの一部の破断や、係留基部３０の係留機能の喪失により、洋上構造物１０が最初に係留された位置から移動して、中央の方向に延びる係留索２０Ａ、２０Ｂと隣接方向に延びる係留索２０Ａ、２０Ｂのいずれかの係留方向が大きく変化した場合でも、互いに干渉することなく、係留方向を変えることができる。従って、洋上構造物１０を係留する一方向の係留索２０Ａ（又は、２０Ｂ）が破断して、残りの係留索２０Ｂ（又は、２０Ａ）の係留方向が変化する場合でも、長い係留索２０Ａと短い係留索２０Ｂとが絡み合うことを回避できるので、係留索２０Ａ、２０Ｂの損傷を防止できる。
　また、係留索２０Ａ、２０Ｂは洋上構造物１０側の接続部位における係留係止具１３に係止されると共に、この係留係止具１３は洋上構造物１０に対して水平方向に搖動可能に固定する。これにより、係留係止具１３の搖動という非常に簡単な構造で、洋上構造物１０側の接続部位における上から見た係留索２０の旋回可能な範囲を大きくとることができる。また、係留索２０が係止される係留係止具１３が搖動可能であるので、係留索２０の一部の破断や、係留基部３０の係留機能の喪失により、洋上構造物１０が最初に係留された位置から移動して係留索２０の係留方向が変化しても、係留索２０及び係留係止具１３に大きな力が加わるのを防止することができる。
　従って、上記の係留索留め具３１の搖動と係留係止具１３の搖動という非常に簡単な構造で、係留索２０の旋回可能な範囲を大きくとることができ、係留索２０の一部の破断や、係留基部３０の係留機能の喪失により、洋上構造物１０が最初に係留された位置から移動して係留索２０の係留方向が変化しても、係留索２０、柱状体３０ａ、係留係止具１３に大きな力が加わるのを防止することができる。また、係留索２０同士が、互いに干渉することなく、係留方向を変えることができ、係留索２０同士が絡み合い損傷することを回避できる。
　この、それぞれが搖動可能な係留索留め具３１と係留係止具１３を用いる構成によれば、従来技術では、予め係留方向が設定され、その方向に向けて係留索２０が固定接続されて、洋上構造物１０側の接続部位と、係留基部３０側の係止部位においては一方向に向けて係留索２０を固定支持するように構成されているが、本発明では、この接続部位と係止部位の両方の部位で、共に、上から見た、言い換えれば平面視における、係留索２０の旋回可能な範囲を大きくして構成することができる。
　これにより、万一、洋上構造物１０を係留する係留索２０の一部が破断した場合でも、その洋上構造物１０の移動に伴う、残りの係留索群の係留索２０の洋上構造物１０側の接続部位における係留方向の大きな変化と、係留基部３０側の係止部位における係留方向の大きな変化を許容できるので、その洋上構造物１０を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物１０が漂流状態になることを回避する際に係留索２０に損傷が生じることを防止できる。
　また、図１６に示すように、係留索２０Ａ、２０Ｂの係留張力を調整するために、係留索２０Ａ、２０Ｂの長さ調整を行うが、この長さ調整は次のようにして行うことができる。ここでは、係留索２０Ａ、２０Ｂも長さ調整の機構及び方法は同じなので、係留索２０として説明する。
　この長さ調整用の係留機構４は、主係留索２０ａの部分と副係留索２０ｂの部分に分けて形成された係留索２０と、副係留索２０ｂの一端を係止し、かつ、水中に配置される係留パイル（係留基部）３０の係留索留め具３１と、主係留索２０ａの長さを調整するための長さ調整具２１とを有して構成される。
　それと共に、副係留索２０ｂの他端側に第１係合部２０ｂａを設ける。また、主係留索２０ａの長さを調整するための長さ調整具２１に第１係合部２０ｂａに係合する第２係合部２１ａを設ける。そして、洋上構造物１０に一端が固定された主係留索２０ａの他端側に長さ調整具２１を装着する。この長さ調整具２１の第２係合部２１ａを第１係合部２０ｂａに係合させて、洋上構造物１０と係留索留め具３１との間を、主係留索２０ａ、長さ調整具２１、第２係合部２１ａ、第１係合部２０ｂａ、副係留索２０ｂで接続し、長さ調整具２１により主係留索２０ａの長さを調整できるように構成する。
　次に、この係留機構４を用いて行う係留索２０の長さ調整について説明する。係留索２０を主係留索２０ａの部分と副係留索２０ｂの部分に分けて形成し、この副係留索２０ｂの一端を係留索留め具３１に係止し、他端には第１係合部２０ｂａを設ける。一方、主係留索２０ａの長さを調整するための長さ調整具２１に第１係合部２０ｂａに係合する第２係合部２１ａを設ける。
　また、洋上構造物１０に一端が固定された主係留索２０ａの他端側に長さ調整具２１を設けて、長さ調整具２１で主係留索２０ａの長さを調整できるようにする。この長さ調整は長さ調整具２１の中に主係留索２０ａの係留鎖を通し、任意の係留鎖のリングを留め金で係止できるようにする。係留パイル３０を水底に埋めるときに、この係留パイル３０の係留索留め具３１に副係留索２０ｂの一端側を止めておく。
　そして、洋上構造物１０の係留時に、洋上構造物１０に一端が固定された主係留索２０ａを主係留索２０ａの他端側を長さ調整具２１を通して、その他端を補助索２２で支持しながら、長さ調整具２１を係留パイル３０まで、水中ロボット（図示しない）等により移動させ、長さ調整具２１の第２係合部２１ａを第１係合部２０ｂａに係合させる。
　これにより、洋上構造物１０と係留索留め具３１との間を、主係留索２０ａ、長さ調整具２１、第２係合部２１ａ、第１係合部２０ｂａ、副係留索２０ｂで接続する。この接続後に、補助索２２または主係留索２０ａを引張って、係留張力又は係留長さ又は洋上構造物１０の位置を計測しながら、主係留索２０ａの長さを調整して長さ調整具２１に主係留索２０ａの長さを固定する。
　言い換えれば、係留索２０を主係留索２０ａの部分と副係留索２０ｂの部分に分けて形成し、係留索留め具３１に一端が係止された副係留索１０ｂの他端に設けた第１係合部２０ｂａに係合する第２係合部２１ａを主係留索２０ａの長さを調整するための長さ調整具２１に設け、洋上構造物１０に一端が固定された主係留索１０ａの他端側に長さ調整具２１を設けて、長さ調整具２１の第２係合部２１ａを第１係合部２０ｂａに係合させて、洋上構造物１０と係留索留め具３１との間を、主係留索２０ａ、長さ調整具２１、第２係合部２１ａ、第１係合部２０ｂａ、副係留索２０ｂで接続した後に、長さ調整具２１により主係留索２０ａの長さを調整する。
　この主係留索２０ａの長さは、例えば、洋上構造物１０が三方向の係留索２０Ａ、２０Ｂで係留される場合には、それほど、洋上構造物１０の設置位置の精度は要求されないので、先に、二方向の短い係留索２０Ｂを係留長さを予め設定し、この設定長さに陸上側又は設置場所でセットしてから係留パイル３０に接続する。この短い係留索２０Ｂでは、長さ調整を行わなくてよいので、高価な長さ調整具２１を使用しないで済む。この短い係留索２０Ｂを係留パイル３０に接続した後、長い係留索２０Ａを、上記の手順で係留パイル３０に接続し、長さ調整を行う。
　以上に説明したように、本発明の洋上構造物群の係留システム２、及び、洋上構造物群の係留方法によれば、風力発電装置等を搭載した洋上構造物群の係留において、厳しい気象及び海象の条件下で、例え、洋上構造物１０を係留する係留索３０の一部が破断しても、その洋上構造物１０は移動するが、その洋上構造物１０を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物１０が漂流状態になることと、その洋上構造物１０が他の洋上構造物１０と衝突することを回避できて、その係留方向の係留索２０の強度を過度に高くすることなく、安全に洋上設置場所に係留できる。
　本発明の洋上構造物群の係留システム、及び、洋上構造物群の係留方法によれば、厳しい気象及び海象の条件下で、例え、洋上構造物を係留する係留索の一部が破断しても、その洋上構造物は移動するが、その洋上構造物を残りの係留索群により係留し続けて、その洋上構造物が漂流状態になることと、その洋上構造物が他の洋上構造物と衝突することを回避できて、その係留方向の係留索の強度を過度に高くすることなく、安全に洋上設置場所に係留できる。従って、風力発電装置等を搭載した洋上構造物等の多くの洋上構造物を複数係留する際に利用することができる。
２、２Ａ、２Ｂ、２Ｃ、２Ｄ、２Ｅ、２Ｆ　洋上構造物群の係留システム
３　水底
４　係留機構
１０、１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ、１０Ｄ　洋上構造物
１１　上部構造物
１１ａ　垂直軸風車
１１ａａ　回転軸
１１ａｂ　垂直羽根
１２　下部構造物
１２ａ　錘
１２ｂ　浮力体
１３　係留係止具
２０、２０Ａ、２０Ｂ　係留索
２０ａ　主係留索
２０ｂ　副係留索
２０ｂａ　第１係合部
２１　長さ調整具
２１ａ　第２係合部
３０　係留パイル（係留基部）
３１　係留索留め具

Claims (17)

  1. 　複数の洋上構造物で構成される洋上構造物群の内で少なくとも１つの洋上構造物を３方向以上８方向以下の方向に配置される係留索を用いて、それぞれの方向の前記係留索を別々の係留基部に係止して係留すると共に、少なくとも１つの前記係留基部が、前記洋上構造物群の内の３基以上８基以下の前記洋上構造物にそれぞれが接続する前記係留索を係止することを特徴とする洋上構造物群の係留システム。
  2. 　前記洋上構造物群の内の１つの前記洋上構造物を係留する前記係留索の１つが破断した場合に、この洋上構造物が残りの前記係留索が許容する範囲内で移動したときに、他の前記洋上構造物と衝突することが幾何学的に不可能な非対称配置パターンを持つように前記洋上構造物と前記係留基部を配置することを特徴とする請求項１に記載の洋上構造物群の係留システム。
  3. 　１つの前記係留基部の係留機能が機能しなくなった場合に、この係留基部に係止されている係留索によって係留されている前記洋上構造物が、残りの前記係留索が許容する範囲内で移動したときに、他の前記洋上構造物と衝突することが幾何学的に不可能な非対称係留配置パターンを持つように前記洋上構造物と前記係留基部を配置することを特徴とする請求項１又は２に記載の洋上構造物群の係留システム。
  4. 　前記洋上構造物を係留するぞれぞれの前記係留索が係止される複数の前記係留基部の配置に関して、上から見て、これらの前記洋上構造物のうちの少なくとも一つの前記洋上構造物において、この洋上構造物を係留する前記係留索同士がなす角度において異なる角度があることを特徴とする請求項１～３のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  5. 　前記洋上構造物を係留するぞれぞれの前記係留索が係止される複数の前記係留基部の配置に関して、上から見て、これらの前記洋上構造物のうちの少なくとも一つの前記洋上構造物において、この洋上構造物とこれらの係留基部との係留距離において異なる係留距離があることを特徴とする請求項１～４のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  6. 　前記係留距離に関して、大きい前記係留距離と小さい係留距離の差が、係留されている前記洋上構造物を上から見た投影図における前記洋上構造物の平面図形の外接円の直径以上で、かつ、大きい前記係留距離が小さい係留距離の３倍の距離以下であることを特徴とする請求項５に記載の洋上構造物群の係留システム。
  7. 　前記洋上構造物が長い前記係留索２つと短い前記係留索１つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の短い前記係留索の係留方向が同じ方向を向いていることを特徴とする請求項１～５のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  8. 　前記洋上構造物が長い前記係留索２つと短い前記係留索１つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の短い前記係留索の係留方向が互いに逆の方向を向いていることを特徴とする請求項１～５のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  9. 　前記洋上構造物が長い前記係留索１つと短い前記係留索２つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の長い前記係留索の係留方向が同じ方向を向いていることを特徴とする請求項１～５のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  10. 　前記洋上構造物が長い前記係留索１つと短い前記係留索２つとで係留され、かつ、隣り合う前記洋上構造物の長い前記係留索の係留方向が互いに逆の方向を向いていることを特徴とする請求項１～５のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  11. 　前記洋上構造物が３つの第１～第３の前記係留索で係留されると共に、前記第１の前記係留索と前記第２の前記係留索とがなす角度が８０度以上１２０度未満であり、前記第２の前記係留索と前記第３の前記係留索とがなす角度が１２０度以上１４０度以下であり、前記第３の前記係留索と前記第１の前記係留索とがなす角度が１２０度以上１４０度以下であることを特徴とする請求項１～４のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  12. 　前記洋上構造物が長い前記係留索と短い前記係留索で係留され、長い前記係留索２つと短い前記係留索１つとで係留される第１種の前記洋上構造物と、長い前記係留索１つと短い前記係留索２つとで係留される第２種の前記洋上構造物と、短い前記係留索３つで係留される第３種の前記洋上構造物とを有して構成されることを特徴とする請求項１～４のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  13. 　前記係留基部における前記係留索は、水底に立設した柱状体の側面又は角又は上部に設けられた係留索留め具に係止されると共に、前記係留索留め具は前記柱状体に対して水平方向に搖動可能に固定されることを特徴とする請求項１～１２のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  14. 　長い前記係留索と短い前記係留索が係止される前記係留基部において、長い前記係留索の係止位置を短い前記係留索の係止位置よりも下の位置にしたことを特徴とする請求項１～１３のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  15. 　前記係留索は前記洋上構造物側の接続部位における前記係留係止具に係止されると共に、前記係留係止具は前記洋上構造物に対して水平方向に搖動可能に固定されることを特徴とする請求項１～１２のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  16. 　前記係留基部における前記係留索は、水底に立設した柱状体の側面又は角又は上部に設けられた係留索留め具に係止されると共に、
    　前記係留索留め具は前記柱状体に対して水平方向に搖動可能に固定され、かつ、長い前記係留索と短い前記係留索が係止される前記係留基部において、長い前記係留索の係止位置を短い前記係留索の係止位置よりも下の位置にし、
    　さらに、前記係留索は前記洋上構造物側の接続部位における前記係留係止具に係止されると共に、前記係留係止具は前記洋上構造物に対して水平方向に搖動可能に固定されることを特徴とする請求項１～１１のいずれか１項に記載の洋上構造物群の係留システム。
  17. 　複数の洋上構造物で構成される洋上構造物群の内で少なくとも１つの洋上構造物を３方向以上８方向以下の方向に配置される係留索を用いて、それぞれの方向の前記係留索を別々の係留基部に係止して係留すると共に、少なくとも１つの前記係留基部が、前記洋上構造物群の内の３基以上８基以下の前記洋上構造物にそれぞれが接続する前記係留索を係止することを特徴とする洋上構造物群の係留方法。
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