EP4211032A1 - Schwimmfähige offshore-windkraftanlage - Google Patents

Schwimmfähige offshore-windkraftanlage

Info

Publication number
EP4211032A1
EP4211032A1 EP21759059.5A EP21759059A EP4211032A1 EP 4211032 A1 EP4211032 A1 EP 4211032A1 EP 21759059 A EP21759059 A EP 21759059A EP 4211032 A1 EP4211032 A1 EP 4211032A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
offshore wind
height
wind turbine
meteorological
environmental condition
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.)
Pending
Application number
EP21759059.5A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Dr.-Ing. Jörn Runge
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.)
RWE Offshore Wind GmbH
Original Assignee
RWE Offshore Wind GmbH
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 RWE Offshore Wind GmbH filed Critical RWE Offshore Wind GmbH
Publication of EP4211032A1 publication Critical patent/EP4211032A1/de
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B39/00—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude
    • B63B39/02—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude to decrease vessel movements by displacement of masses
    • B63B39/03—Equipment to decrease pitch, roll, or like unwanted vessel movements; Apparatus for indicating vessel attitude to decrease vessel movements by displacement of masses by transferring liquids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D80/00—Details, components or accessories not provided for in groups F03D1/00 - F03D17/00
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/24—Anchors
    • B63B21/26—Anchors securing to bed
    • B63B21/29—Anchors securing to bed by weight, e.g. flukeless weight anchors
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/50—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers
    • B63B21/502—Anchoring arrangements or methods for special vessels, e.g. for floating drilling platforms or dredgers by means of tension legs
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B43/00—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for
    • B63B43/02—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking
    • 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
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B43/00—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for
    • B63B43/02—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking
    • B63B43/04—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking by improving stability
    • B63B43/08—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking by improving stability by transfer of solid ballast
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B43/00—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for
    • B63B43/02—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking
    • B63B43/10—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking by improving buoyancy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D13/00—Assembly, mounting or commissioning of wind motors; Arrangements specially adapted for transporting wind motor components
    • F03D13/20—Arrangements for mounting or supporting wind motors; Masts or towers for wind motors
    • F03D13/25—Arrangements for mounting or supporting wind motors; Masts or towers for wind motors specially adapted for offshore installation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/442—Spar-type semi-submersible structures, i.e. shaped as single slender, e.g. substantially cylindrical or trussed vertical bodies
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/4433—Floating structures carrying electric power plants
    • B63B2035/446—Floating structures carrying electric power plants for converting wind energy into electric energy
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B2207/00—Buoyancy or ballast means
    • B63B2207/02—Variable ballast or buoyancy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2240/00—Components
    • F05B2240/90—Mounting on supporting structures or systems
    • F05B2240/93—Mounting on supporting structures or systems on a structure floating on a liquid surface
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2240/00—Components
    • F05B2240/90—Mounting on supporting structures or systems
    • F05B2240/95—Mounting on supporting structures or systems offshore
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2240/00—Components
    • F05B2240/90—Mounting on supporting structures or systems
    • F05B2240/97—Mounting on supporting structures or systems on a submerged structure
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • 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
    • Y02E10/727—Offshore wind turbines

Definitions

  • the application relates to a buoyant offshore wind turbine, comprising at least one buoyant foundation, comprising at least one floating body, and at least one anchoring arrangement, set up for fastening the offshore wind turbine to an underwater floor in an anchored state of the offshore wind turbine.
  • the application relates to an offshore wind farm, a method and a floating foundation.
  • Wind energy systems or wind farms with at least one wind turbine are increasingly being used to provide electrical energy from so-called renewable energy sources.
  • a wind power plant is set up in particular to convert the kinetic wind energy into electrical energy.
  • wind farms are increasingly being arranged at locations with a high probability of wind.
  • Offshore locations in particular are usually characterized by relatively continuous wind conditions and high average wind speeds, so that so-called offshore wind energy systems or offshore wind farms are increasingly being erected.
  • an offshore wind farm has a large number of offshore structures, such as a large number of offshore wind turbines and at least one offshore transformer station, via which the offshore wind farm is electrically connected, for example, to an onshore transformer station or another offshore transformer station or .
  • Offshore converter station is connected.
  • An onshore substation in turn, can be connected to a public power grid.
  • Energy cables are laid in the form of submarine cables to transmit electrical energy between two offshore structures or between an offshore structure and an onshore structure.
  • a buoyant or floating offshore wind turbine has at least one buoyant foundation with at least one floating body.
  • the wind power device with a wind turbine is installed on the floatable foundation
  • the offshore wind power plant For (permanent) stationary operation of the offshore wind power plant, it is fastened to the underwater floor (usually a sea floor) by at least one anchoring arrangement.
  • the at least one anchoring arrangement is set up for fastening the offshore wind power plant to an underwater floor when the offshore wind power plant is in an anchored state.
  • measurements and/or forecasts of meteorological environmental parameters are carried out in advance. These serve as the basis for the installation of the offshore wind farm.
  • the offshore wind turbines are installed on the basis of these measurements and/or predictions and, in particular, aligned once in the main wind direction during installation.
  • a main meteorological environmental condition i.e. a predominantly prevailing meteorological environmental condition
  • the power generation is maximized under corresponding meteorological conditions that are actually present, i.e. the power yield is optimized.
  • the environmental conditions can change change during operation of the offshore wind farm.
  • the meteorological environmental conditions change the power yield in the offshore wind farms known from the prior art is low.
  • the application is based on the task of providing a buoyant offshore wind power plant, which enables the power yield of the offshore wind farm to be maximized during stationary operation of the at least one offshore wind power plant, even with changing meteorological environmental conditions.
  • the object is achieved by a buoyant offshore wind power plant according to claim 1.
  • the offshore wind power plant comprises at least one buoyant foundation, comprising at least one floating body.
  • the offshore wind power plant comprises at least one anchoring arrangement set up for fastening the offshore wind power plant to an underwater bed when the offshore wind power plant is in an anchored state.
  • the offshore wind turbine comprises at least one height adjustment device, set up to change the vertical distance of the buoyant foundation to an underwater floor surface of the underwater floor and/or to a water surface during the anchoring state, based on at least one specific meteorological environmental parameter of the offshore wind turbine.
  • the height adjustment device can be set up to change the vertical distance of the buoyant foundation to the Underwater bottom surface during the anchoring state, based on at least one predetermined meteorological environmental condition and at least one specific or provided meteorological environmental parameter of the offshore wind turbine.
  • a buoyant offshore wind turbine in which the vertical distance to the underwater bottom surface and thus the hub height of the offshore wind turbine can be changed, depending on the (instantaneous) measured and / or predicted meteorological conditions at the
  • the installation site of the offshore wind turbine enables the power yield of the offshore wind turbine, in particular the offshore wind farm, to be maximized (during stationary operation) even with changing meteorological environmental conditions.
  • an offshore wind turbine according to the application has a height adjustment device which, depending on the meteorological conditions at the installation site of the offshore wind turbine, allows the vertical distance between the foundation and the underwater ground surface to be adjusted at least between two different distances, so that in particular the generation of power can be optimized.
  • the offshore wind turbine according to the application is a 'floatable' offshore wind turbine.
  • the offshore wind turbine includes at least one floating foundation.
  • the wind power device is arranged on the at least one foundation, comprising the tower, nacelle, rotor, generator, etc.
  • the at least one floating foundation comprises at least one floating body.
  • a floating body or buoyant body is able to float independently, in particular due to its buoyancy by displacement according to the Archimedean principle.
  • Floating bodies can be hollow, for example, and with Air or filled with a light solid.
  • the buoyant foundation can essentially form the floating body.
  • the buoyant foundation can preferably be a so-called barge foundation, semi-submersible foundation, spar foundation and/or tension leg platform (TLP) foundation. It goes without saying that other types of buoyant foundations can also be provided in other variants of the application.
  • TLP tension leg platform
  • a buoyant foundation is fastened or anchored to the underwater bed via at least one anchoring arrangement.
  • a plurality e.g. three or four
  • anchoring arrangements may be provided for attachment.
  • An anchoring arrangement can have an anchor connection, in particular in the form of an anchor cable or an anchor chain.
  • One end of the anchor connection is attached to the foundation and the other end to at least one anchor (e.g. weight anchor, torpedo anchor, etc.).
  • the anchor may be at least partially buried in the underwater bed.
  • the state in which the foundation and thus the offshore wind power plant are fastened to the underwater soil by the at least one anchoring arrangement is referred to here in particular as the anchoring state of the foundation or the offshore wind power plant.
  • the vertical distance (or the vertical height to the water line) of the offshore wind turbine can be changed by a height adjustment device.
  • the energy yield, in particular of the entire offshore wind farm can be improved by a vertical height adjustment if the change in the vertical distance of at least one (currently present and/or forecast for a specific future period of time) meteorological environmental parameters.
  • the at least one specific meteorological environmental parameter is in particular a provided meteorological environmental parameter.
  • this at least one parameter can be provided by at least one meteorological measuring device (e.g. measuring mast) of the offshore wind farm and/or a meteorological service.
  • the vertical height or the vertical distance can be changed (or left unchanged).
  • the at least one specific meteorological environmental parameter and the at least one predefined meteorological environmental condition can preferably be evaluated.
  • a meteorological environmental condition includes in particular at least one meteorological environmental parameter range.
  • it can be checked whether the specific, in particular provided, meteorological environmental parameter is in the at least one environmental parameter range or not. In other words, it can be checked whether the at least one meteorological environmental parameter (value) satisfies the at least one environmental condition or not.
  • the vertical distance between foundation (e.g. the bottom can be the reference point) and the underwater bottom surface (e.g. the current surface of the underwater bottom can be the further reference point) or between foundation (e.g. the bottom can be the reference point) and the water surface can change be increased or decreased (or left unchanged).
  • the vertical distance between the nacelle and the waterline can be changed, i.e. increased or decreased (or left unchanged). It should be noted that in some cases only a change in the vertical distance from the underwater bottom surface is mentioned below. It goes without saying that, as a rule, a change in the vertical distance from the underwater bottom surface is accompanied by a corresponding change in the vertical distance from the water surface.
  • At least a first meteorological environmental condition and a second meteorological environmental condition that differs from the first environmental condition can be specified.
  • a corresponding first and second meteorological environmental condition can be provided.
  • three or more different meteorological (typical) environmental conditions can also be provided.
  • the height adjustment device can be set up to change the vertical distance by setting a first vertical distance associated with the first meteorological environmental condition.
  • the height adjustment device can be set up to change the vertical distance by setting a second vertical distance associated with the second environmental condition.
  • the assignments described can be stored in a data storage arrangement.
  • a certain change in the vertical distance can be brought about in a simple manner when the meteorological environmental conditions at the installation site change.
  • a vertical distance to be set in particular in the form of a desired height value, can preferably be assigned to each meteorological environmental condition.
  • a height adjustment device can be controlled with this desired height value in such a way that it changes the vertical distance in accordance with the desired height value.
  • the at least one specific meteorological environmental parameter can be selected from the group comprising:
  • Wind direction (measured and/or forecast), wind force (measured and/or forecast), wave height (measured and/or forecast).
  • meteorological environmental parameters are particularly relevant for the generation of energy by an offshore wind turbine.
  • the wave height can influence the tilting angle of the buoyant offshore wind turbine and thus the electrical power that can be generated. If the tilting angle exceeds a specific limit value (eg between 10° and 20°), then the electrical power that can be generated is reduced energy or power. For example, if the waves are above a certain limit (xm wave height), the distance to the underwater bottom surface can therefore be reduced. As a result, the tipping angle can be reduced and thus the yield can be increased.
  • a specific limit value eg between 10° and 20°
  • meteorological environmental parameters Two, preferably all, of the named meteorological environmental parameters can preferably be determined and in particular made available.
  • at least one further meteorological environmental parameter e.g. precipitation, solar radiation, etc.
  • the height adjustment device can comprise at least one ballast tank that can be filled with a ballast medium (preferably water, in particular sea water).
  • a ballast medium preferably water, in particular sea water.
  • the at least one ballast tank can preferably be integrated in the at least one foundation.
  • a ballast tank can also be attached to the outside of a foundation.
  • each foundation can have a ballast tank.
  • the at least one ballast tank can in particular be arranged in such a way that filling/emptying leads to a purely vertical movement of the foundation.
  • the filling/emptying can be controlled synchronously, in particular, so that the at least two ballast tanks can be filled/emptied almost uniformly.
  • the height adjustment device can include at least one ballast medium conveying arrangement, set up to change the fill level and/or the overall density of the at least one ballast tank.
  • the ballast medium conveying arrangement can be arranged in or on the foundation. A change in the fill level and/or the overall density changes, in particular, the said vertical distance.
  • a target height can be a target filling quantity (eg full, half full, empty, x liters, etc.).
  • the ballast medium conveying arrangement can change the fill level and/or the overall density of the ballast tank in accordance with a predetermined height setpoint of this type in order to change the said vertical distance.
  • the ballast medium delivery arrangement can be at least one pumping device set up to change the fill level of the ballast tank by actively delivering the ballast medium into the ballast tank and/or by actively delivering the ballast medium out of the ballast tank.
  • the ballast medium delivery arrangement can be at least one pumping device set up to change the fill level of the ballast tank by actively delivering the ballast medium into the ballast tank and/or by actively delivering the ballast medium out of the ballast tank.
  • filling can take place passively by opening a tank opening.
  • emptying can take place passively by opening a tank opening.
  • at least one pump device can be provided both for filling and for emptying.
  • the setting of a specific fill level can be controlled by a control module (preferably a control module with at least one suitable controller).
  • a level measuring element can be used to monitor the level.
  • a predetermined desired height value can be set in a reliable manner in the form of a desired filling quantity.
  • the height adjustment device can comprise at least one weight arrangement connected to the buoyant foundation, which can be changed at least between a state lowered on the underwater ground surface and a state raised from the underwater ground surface, for example by a suitable one lifting device.
  • the weight arrangement can comprise a weight connection (eg an anchor cable and/or an anchor chain) which can be connected to the foundation. The other end of the weight connection can be connected to a weight element. In a lowered state, the weight element can be placed or lowered onto the underwater bottom surface.
  • the weight element In a lifted state, the weight element can be lifted off the underwater bottom surface, ie no longer in contact with it.
  • a weight force (corresponding to the weight of the weight element of the weight arrangement) is exerted on the foundation by the at least one weight element of the weight arrangement.
  • a change in said vertical distance can be brought about by an adjustment between said states.
  • the offshore wind power plant can, alternatively or additionally, comprise at least one winch device coupled to at least one anchor connection.
  • the winch device can be set up to change the length of the anchor connection between the anchor and the buoyant foundation, that is to say in particular to shorten or lengthen it in accordance with a desired height value.
  • the winch device comprises a substantially cylindrical and rotatable drum.
  • coupled means in particular that the at least one anchor connection in the form of an anchor cable or an anchor chain can be wound up and unwound on the drum (in particular between a minimum and maximum length).
  • One end of the anchor connection can hereby be firmly attached to the drum or another attachment point of the winch device.
  • the winch device can preferably include at least one controllable and motor-based drive, in particular an electric motor that can be supplied with electrical energy from the offshore structure.
  • the drive can be controlled by the control module in such a way that the length is changed in such a way that the (instantaneous and/or predicted future) height or the vertical distance corresponds (essentially) to the at least one desired height parameter or is at least in the permissible position range .
  • the winch device can comprise at least one parking brake.
  • the parking brake may be releasable (and lockable once changed) to change the length of the anchor linkage. If the length of the anchor connection is to be changed, the control module can, for example, activate the parking brake so that it is released. The length of the anchor connection can then be changed, in particular by the drive, as has been described. The parking brake can then be locked (again) either automatically or by being activated again, e.g. by the control module. The load on the drive can be reduced as a result.
  • the vertical spacing can be changed accordingly. It will be appreciated that when a winch facility is used, it may be necessary to tie an anchor deeper into the underwater bed and/or to increase the weight of the anchor (compared to the case where no winch facility is provided).
  • the offshore wind farm includes a plurality of offshore wind turbines described above.
  • the offshore wind farm includes at least one height control device, set up to control at least one first height adjustment device of an offshore wind power plant with a desired height value for effecting a change in a vertical distance of a buoyant Foundation of the offshore wind turbine to the underwater ground surface according to the altitude target value, wherein the altitude target value depends at least on the at least one meteorological environmental condition of the offshore wind turbine (this is associated in particular, as previously described).
  • a (central) height control device e.g. implemented as a software module in a central control device of the offshore wind farm
  • the plurality of offshore wind power plants can be controlled via a communication network, for example by transmitting at least one control command containing at least one (previously described) nominal height value.
  • the height setpoint can also depend on the position of a first offshore wind power plant in relation to at least one other offshore wind power plant of the offshore wind farm. In other words, a height setpoint then has to be position-dependent.
  • the height setpoint used when controlling a specific offshore wind power plant can depend on the position of this offshore wind power plant within the offshore wind farm.
  • each offshore wind turbine can be assigned a park position attribute (e.g., a geographic indication of the offshore wind turbine, an indication of which row the offshore wind turbine is located in with respect to a particular direction (e.g., prevailing wind direction), and/or the like).
  • park position attribute (indicating a park position) may be stored in a data storage device accessible by the height control device.
  • the electrical energy yield can be reduced when an offshore wind power plant is in the lee of another offshore wind power plant under certain meteorological environmental conditions.
  • the energy yield can be further increased by taking into account the respective parked position of an offshore wind power plant in accordance with the application. For example, different vertical distances and thus hub heights can be set for two offshore wind turbines arranged one behind the other (seen in the current or predicted main wind direction). As a result, the total yield of these two offshore wind turbines can be increased.
  • At least a first meteorological environmental condition and a second meteorological environmental condition that differs from the first environmental condition can be specified (as has already been described above).
  • the height control device can be set up to control the plurality of offshore wind turbines with first height setpoints according to a first predetermined height adjustment rule assigned to the first meteorological environmental condition upon detection that the first meteorological environmental condition is met by the specific meteorological environmental parameter, as described above.
  • the (at least one) altitude adjustment rule e.g. stored in the data storage arrangement mentioned
  • the first desired height values can each differ from one another, for example—as explained above—depend on the respective parked position of the respective offshore wind turbine.
  • the altitude control device can be set up to control the plurality of offshore wind turbines with second altitude setpoints, which at least partially differ from the first altitude setpoints, in accordance with a second predefined altitude setting rule assigned to the second meteorological environmental condition when it is detected that the second meteorological environmental condition is caused by the specific meteorological environmental parameters are met.
  • This can be done in a manner analogous to the previously described control with first desired height values.
  • activation can take place in particular when a change in the meteorological environmental conditions is detected (e.g. from the first to the second or vice versa).
  • the height control device can preferably comprise at least one detection device, set up to carry out the aforementioned detection. ;
  • At least the first height adjustment rule assigned to the first environmental condition and the second height adjustment rule assigned to the second environmental condition can be mapped in the form of an assignment table (predetermined and stored in a data storage arrangement of the height control device).
  • a height setpoint can be (precisely) allocated to each offshore wind power plant (or the corresponding plant identifier), in particular for each environmental condition.
  • the desired height values can depend on the parking position or the respective parking position attribute.
  • the allocation table can be stored in the data storage arrangement.
  • Ambient condition e.g. from the first to the second meteorological
  • the height control device can access the stored assignment table and in particular control at least some of the offshore wind turbines of the offshore wind farm, preferably all offshore wind turbines of the offshore wind farm, according to the respectively stored setpoint height values.
  • a preliminary determination means in particular that the height setpoint values are not only determined when a specific meteorological environmental condition is detected (in particular when a changed ⁇ meteorological environmental condition is detected (e.g. from the first to the second meteorological environmental condition or vice versa)), but rather in advance.
  • the height adjustment rule can be determined in the form of a plurality of height setpoints.
  • the desired height values can preferably be stored in a variable manner, so that in particular an optimization can take place during operation of the offshore wind farm, in particular by evaluating the actual power yield (compared, for example, with a power yield determined by a simulation process).
  • the majority of the offshore wind turbines can be divided into at least a first subgroup of offshore wind turbines each with the same first park position attribute (corresponding to the respective park position, as explained above) and a second subgroup of offshore -Wind turbines with a in each case the same second parking position attribute (according to the respective parking position, as explained above) be divisible.
  • the height control device can be set up to control the first subgroup of offshore wind power plants with height target values that differ from the height target values with which a second subgroup of offshore wind power plants is controlled. It goes without saying that a division into three or more subgroups can take place.
  • the classification can be (inherently) mapped in the allocation table mentioned. It goes without saying that the actuation takes place in particular when a specific environmental condition is detected. In addition, the classification may depend on the environmental condition. In other words, a dynamic (rather than static) division into subgroups can be made.
  • a classification or height adjustment strategy (which can be mapped and is preferred in the at least one assignment table) can preferably be to always raise the first row of offshore wind turbines (seen in the wind direction) to the maximum, set the second row to the minimum height and then again the third row to the maximum height, etc. It would also be conceivable to always move the first row of offshore wind turbines (seen downwind) to a minimum height, set the second row to the maximum height and then again the third row to the minimum height etc.
  • the offshore wind farm can comprise at least one height setpoint determination device, set up for (in advance) determining the height setpoints for controlling the plurality of offshore Wind turbines under at least one measured or forecast meteorological environmental condition.
  • the height setpoint determination device can be set up to carry out a number of simulation steps, based in particular on a simulation model of the number of wind turbines of the offshore wind farm.
  • a (mathematical) simulation model of the offshore wind farm can be created during planning and before installation, with which at least the total electrical power generated can be simulated under different meteorological environmental conditions and in particular with differently set vertical distances.
  • the height setpoint determination device can also be set up to carry out tests.
  • each simulation step (or test step) different desired height values can preferably be set for the plurality of offshore wind turbines and the total electrical power generated for the desired height values can be determined.
  • the previously mentioned adjustment strategies can be simulated.
  • the height setpoints for (actual) activation of the majority of offshore wind turbines in a specific meteorological environmental condition can be determined (and in particular stored in the allocation table) at which the specific (simulated or tested) generated total electrical power is maximum.
  • the respective altitude target values at which at least the simulated (or tested) generated total electrical power is maximized can be determined for preferably at least two different meteorological environmental conditions by means of a simulation process (with a plurality of simulation steps).
  • An optimization process can preferably be carried out during operation of the offshore wind farm.
  • the total electrical power actually generated and the simulated (or tested) total electrical power generated can be evaluated.
  • the desired height values can be at least partially adjusted in order to increase the yield. Historical data and/or data from other offshore wind farms can be taken into account here.
  • a further aspect of the application is a method for operating a buoyant offshore wind turbine, in particular a buoyant offshore wind turbine as described above.
  • the method comprises:
  • the method can be used in particular to operate, in particular to control, a plurality of buoyant offshore wind turbines, ie in particular to operate, in particular to control, an offshore wind farm as described above.
  • buoyant foundation for at least one buoyant offshore wind turbine, in particular a buoyant offshore wind turbine as described above, comprising: at least one height adjustment device, set up to change the vertical distance of the buoyant foundation to a Underwater ground surface of the underwater ground and/or to a water surface during an anchoring state of the buoyant foundation, based on at least one specific meteorological environmental parameter of the offshore wind turbine
  • a further advantage of a vertical height adjustment is that the horizontal position of the floating offshore wind turbine can also be improved as a result.
  • a tilting movement or swaying movement of the offshore wind turbine can be reduced.
  • a control module can then adjust the height in such a way that the detected tilting angle at least does not exceed the target tilting angle.
  • a sweep frequency can also be detected. The situation can be stabilized in particular by reducing the vertical distance.
  • a module, a device etc. can be formed at least partially by software elements (in particular in the form of computer code executable by a processor) and/or at least partially by hardware elements (processor, storage means, actuator etc.).
  • FIG. 1a shows a schematic view of an exemplary embodiment of a buoyant offshore wind turbine according to the present application
  • FIG. 1b shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a buoyant offshore wind turbine according to the present application
  • Fig'. 1c shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a buoyant offshore wind turbine according to the present application
  • FIG. 1d shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a buoyant offshore wind turbine according to the present application
  • FIG. 2a shows a schematic view of another exemplary embodiment of a buoyant offshore wind turbine according to the present application with a first set distance
  • FIG. 2b shows a schematic view of the exemplary embodiment according to FIG. 2a with a further set distance
  • 3a shows a schematic view of another exemplary embodiment of a buoyant offshore wind turbine according to the present application with a first set distance
  • 3b shows a schematic view of the exemplary embodiment according to FIG. 3a with a further set distance
  • FIG. 4 shows a schematic view of an embodiment of an offshore wind farm according to the present application.
  • FIG. 5 is a diagram of an embodiment of a method according to the present application.
  • FIGS. 1a to 1d show schematic views of exemplary embodiments of buoyant offshore wind turbines 100 according to the present application.
  • the offshore wind turbines 100 shown differ in the respective buoyant foundations 104, each comprising at least one floating body 106.
  • a buoyant foundation 104 at least essentially forms the floating body 106.
  • a barge foundation 104 (FIG. 1a), a semi-submersible foundation 104 (FIG. 1b), a spar foundation 104 (FIG. 1c) and a tension leg platform foundation 104 (FIG. 1d) are shown in particular. It goes without saying that other buoyant foundations can be provided in other variants of the application.
  • a wind power device 102 comprising a tower, nacelle, rotor, generator, etc., is arranged on the at least one buoyant foundation 104.
  • a floating foundation 104 is fastened or anchored to the underwater bed 116 via a plurality of anchoring arrangements 108 .
  • An illustrated anchoring assembly 108 has a Anchor connection 109, in particular in the form of an anchor cable 109 or an anchor chain 109.
  • One end of the anchor connection 109 is attached to the foundation 104 and the other end to at least one anchor 110 (e.g. weight anchor, torpedo anchor, etc.).
  • the anchor 100 can at least partially in the
  • the underwater ground surface is denoted by reference numeral 118 and the water surface or water line is denoted by reference numeral 114 .
  • an offshore wind power plant 100 shown has at least one height adjustment device 112 in each case.
  • the height adjustment device 112 is set up to change the vertical distance 120 of the buoyant foundation 104 to the underwater bottom surface 118 (in particular, the distance 120 is the distance between the underside or the deepest point of the foundation 104 and the current underwater bottom surface 118) during the illustrated anchoring state of the offshore -Wind turbine 100.
  • the vertical distance 120 is changed based on at least one specific meteorological environmental parameter of the offshore wind turbine 100, such as wind direction (measured and/or forecast), wind force (measured and/or forecast) and/or wave height (measured and/or forecast). ).
  • At least a first meteorological environmental condition and a second meteorological environmental condition that differs from the first meteorological environmental condition can be specified.
  • the height adjustment device 112 can be set up to change the vertical Distance 120 by setting a first of the first meteorological
  • the height adjustment device 112 can be set up to change the vertical distance 120 by setting a second vertical distance 120 assigned to the second meteorological environmental condition (for example corresponding to a received height setpoint). As has already been described, the change can take place, in particular, as a result of a change in the meteorological environmental conditions that are actually present.
  • the hub height of an offshore wind turbine 100 can be adjusted by changing the vertical distance 120 .
  • the achievable power output of the offshore wind power plant 100 in particular of the entire offshore wind farm (not shown here), can be increased.
  • the height adjustment device 112 is integrated into the foundation 104 .
  • the at least one height adjustment device can be arranged on the foundation, for example at least partially attached to an outside of the foundation.
  • Figures 2a and 2b show another embodiment of a buoyant offshore wind turbine 200 with differently set vertical distances 220. To avoid repetition, essentially only the differences from the previous embodiments according to Figures la to ld are described below and otherwise to the previous statements referred. It should be noted that the representation of the entire wind power device and the representation of anchoring arrangements was omitted merely in favor of a better overview.
  • the difference between the distances 220 in FIGS. 2a and 2b is denoted by the reference number 222.
  • the adjustable difference can preferably be between 2 m and 40 m, preferably between 5 m and 30 m.
  • the height adjustment device 212 comprises at least one ballast tank 226 which can be filled with a ballast medium 225 and is preferably arranged in the foundation 204 . Furthermore, the height adjustment device 212 comprises at least one ballast medium delivery arrangement 228. This is set up in particular to change the fill level 227 of the ballast tank 226.
  • the ballast medium delivery arrangement 228 comprises, in particular, two pumping devices 230.
  • a pumping device 230 is set up, in particular, to change the filling level 227 of the ballast tank 226 by actively delivering the ballast medium 225 (in particular water) into the ballast tank 226 (indicated by the arrow 236).
  • an opening 232 can be arranged in the foundation 204 through which the ballast medium 225 can be pumped into the ballast tank 226 .
  • the additional pumping device 230 is set up in particular to change the fill level 227 of the ballast tank 226 by actively conveying the ballast medium 225 out of the ballast tank 226 (indicated by the arrow 237).
  • a further opening 234 can be arranged in the foundation 204 through which the ballast medium 225 can be pumped out of the ballast tank 226 .
  • a control module 229 may preferably be provided.
  • the (local) control module 229 of the height adjustment device 212 can be controlled, for example, by a height control device (not shown) with a desired height value (e.g. a certain capacity (e.g. full, half full, empty, x liters etc.) or the like).
  • a pumping device 230 can be controlled in such a way that the level 227 is changed according to the desired height value obtained.
  • the hub height of an offshore wind turbine 200 is adjusted by changing the vertical distance 220 (between at least two adjustable distances) and the power yield in particular is thereby increased.
  • Figures 3a and 3b show another embodiment of a buoyant offshore wind turbine 300 with differently set vertical distances 320. To avoid repetition, essentially only the differences from the previous embodiments according to Figures la to 2b are described below and otherwise to the previous statements referred. It should be noted that the representation of the entire wind power device and the representation of anchoring arrangements was omitted merely in favor of a better overview.
  • the height adjustment device 312 here comprises at least one weight arrangement 312 connected to the buoyant foundation 304.
  • the weight arrangement 312 can comprise a weight connection 340 (e.g. an anchor cable 340 and/or an anchor chain 340) which can be connected to the foundation 304.
  • the other end of the weight linkage 340 can be connected to a weight member 342 of the weight assembly 312 .
  • a weight connection 340 e.g. an anchor cable 340 and/or an anchor chain 340
  • the other end of the weight linkage 340 can be connected to a weight member 342 of the weight assembly 312 .
  • weight arrangement 312 is in a raised state, for example caused by a lifting device 344 (e.g.
  • a winch 3444 in particular a weight force g (corresponding to the weight of weight element 342 of the weight arrangement) is exerted by the at least one weight element 342 of weight arrangement 312 on foundation 304 .
  • a control module (not shown) can also be provided here, which can control the lifting device 344 as a function of a desired height value received (e.g. lowering or not lowering).
  • FIGS. 2a, 2b and 3a, 3b can be combined with one another.
  • the length of an anchor connection (see Fig. La to ld) can be changed by a winch device, alternatively or additionally, in order to change the vertical distance (or to track the anchor connection according to the changed distance) .
  • the offshore structure may include a winch facility.
  • each anchoring arrangement can be assigned a winch device.
  • each anchor connection can be coupled to a respective winch device.
  • an anchor linkage may be coupled to a cylindrical drum (winch) of a winch assembly for winding and unwinding the anchor linkage between a minimum and a maximum length (and thereby particularly varying the vertical spacing).
  • each winch device can have a drive and a parking brake.
  • a control module of the height adjustment device can first activate the corresponding parking brake in order to cause this parking brake to be released.
  • the control module can then control the appropriate drive (preferably an electric motor) to cause winding or unwinding by a certain length.
  • the parking brake can then be locked again, controlled by the control module.
  • FIG. 4 shows a schematic view of an exemplary embodiment of an offshore wind farm 450 according to the present application.
  • the offshore wind farm 450 shown includes a plurality of offshore wind power plants 400.1 to 400.4. To avoid repetition, reference is made in particular to the previous exemplary embodiments with regard to the offshore wind power plants 400.1 to 400.4.
  • the offshore wind farm 450 shown comprises at least one height control device 452, for example implemented in a farm controller (not shown) (provided anyway) of the offshore wind farm 450.
  • the height control device 452 in the present case comprises a communication module 454, a height control module 458, a detection device 460, a height setpoint determination device 462 and a data storage arrangement 464. It goes without saying that in other variants more or fewer modules/devices can be provided.
  • the height setpoint determination device 462 which can alternatively also be implemented in another computing device, can be set up to determine at least one height adjustment rule, depending on at least one meteorological environmental condition (at the installation site of the offshore wind farm 450).
  • the determination of the at least one height adjustment rule can preferably take place before the installation of the offshore wind farm 450, but also during the installation and/or (immediately) after the installation of the offshore wind farm 450. As already explained, an optimization process can take place (continuously) during operation.
  • the at least one height adjustment rule is determined in particular in such a way that the total yield of the offshore wind farm 450 can be maximized.
  • Determining the at least one height setting rule, depending on at least one meteorological environmental condition (at the installation site of offshore wind farm 450), can preferably include determining height setpoint values for preferably all offshore wind power plants 400.1 to 400.4.
  • the height setpoint determined in each case can also depend on the (parking) position of the respective offshore wind turbine 400.1 to 400.4, in particular in relation to at least one other offshore wind turbine 400.1 to 400.4 of the offshore wind farm 450.
  • a plan and/or a model of the offshore wind farm 450 may be stored (e.g. in the data storage arrangement 464 or another storage arrangement) in which a park position attribute is assigned to each offshore wind turbine 400.1 to 400.4.
  • the parking position can at least be derived from the respective parking position attribute.
  • the respective parking position attribute can be used to (dynamically) form at least two subgroups of offshore wind turbines 400.1 to 400.4.
  • the offshore wind power plants 400.1 to 400.4' of a subgroup are essentially set to the same vertical distance, that is to say are essentially controlled with the same desired height value.
  • the classification can be (inherently) mapped in particular in an allocation table or database.
  • the height setpoints can be determined in such a way that the power yield is maximized.
  • the at least one height setpoint determination device 462 can be set up to (in advance) determine the height setpoints for controlling the plurality of offshore wind turbines 400.1 to 400.4 given at least one measured or predicted meteorological environmental condition.
  • the height setpoint determination device 462 can be set up to carry out a plurality of simulation steps, based in particular on a simulation model of the plurality of wind turbines 400.1 to 400.4 of the offshore wind farm 450. In other variants of the application, tests to determine the power yield can actually be carried out, as already described became.
  • a (mathematical) simulation model of the offshore wind farm 450 can be created during planning and before installation, with which at least the total electrical power generated can be simulated under different meteorological environmental conditions and in particular with differently set vertical distances.
  • different desired height values can preferably be set for the plurality of offshore wind power plants 400.1 to 400.4 and the total electrical power generated for the desired height values can be determined
  • the height setpoints for (actual) activation of the plurality of offshore wind turbines under the meteorological ambient conditions can be determined and in particular stored in an allocation table in the data storage arrangement 464, for which the determined total electrical power generated is maximum.
  • the respective altitude target values can be determined by a simulation process (with a plurality of simulation steps), at which at least the simulated generated total electrical power is maximized.
  • a height setpoint can be assigned to each (specified) environmental condition for each offshore wind power installation 400.1 to 400.4 in the assignment table.
  • a classification or height adjustment strategy can be specified and mapped by determining the desired height values.
  • the first row of offshore wind turbines 400.1, 400.2 in the wind direction ie with a specific detected environmental condition
  • the second row of offshore wind turbines 400.3, 400.4 in the direction of the wind can be controlled in such a way that the vertical distance is minimized (that is to say the hub height is minimized).
  • the setting can also be made exactly the other way around. If further intermediate heights and/or a continuous adjustment of the distance or the heights are possible, other classification or height adjustment strategies can also be provided.
  • FIG. 5 shows a diagram of an exemplary embodiment of a method according to the present application, in particular for operating at least one offshore wind power plant 400.1 to 400.4. The method is described in more detail using an operation of the offshore wind farm 450 merely as an example.
  • At least one specific meteorological environmental parameter of the offshore wind farm 450 can be provided.
  • the at least one meteorological environmental parameter can be provided to the altitude control device 452 via the communication module 454 will.
  • the at least one specific meteorological environmental parameter can be an instantaneous meteorological environmental parameter measured by at least one measuring device and/or a predicted meteorological environmental parameter.
  • a plurality of meteorological environmental parameters (measured and forecast) can preferably be provided, such as wind direction (measured and/or forecast), wind speed (measured and/or forecast), wave height (measured and/or forecast).
  • the detection device 460 can in particular detect whether at least one of the (specified) meteorological environmental conditions is fulfilled by the at least one determined and provided meteorological environmental parameter.
  • a meteorological environmental condition includes in particular at least one meteorological environmental parameter range.
  • it can be checked whether the determined meteorological environmental parameter is in the at least one environmental parameter range or not. In other words, it can be checked whether the at least one meteorological environmental parameter (value) satisfies the at least one environmental condition or not.
  • step 502 it can be detected in particular whether the meteorological environmental conditions have changed, so that a change in the vertical distances is necessary. If it is determined in step 502 that the meteorological environmental conditions have not changed, in particular no change in the vertical distances is required. Then the method can be continued with step 501 .
  • step 503 can be continued.
  • step 503 at least one height adjustment device of an offshore wind power plant 400.1 to 400.4 is actuated, in particular by the height control module 458 of the height control device 452, with a height setpoint value for effecting a change in a vertical distance of the buoyant foundation of the offshore wind power plant 400.1 to 400.4 from the underwater ground surface accordingly the altitude setpoint, the altitude setpoint depending at least on the at least one meteorological environmental condition of the offshore wind turbine.
  • the height control module 458 at least every offshore wind turbine 400.1 to 400.4 in which the vertical distance is to be changed can be controlled by the height control module 458.
  • the altitude control module 458 can access the mapping table described and stored in the data storage arrangement 364 to determine the altitude setpoints to be used for actuation. Then, the altitude control module 458 can cause corresponding control commands to be sent out, each containing at least one altitude setpoint (described above). The control commands can be transmitted to the respective offshore wind power plants 400.1 to 400.4 via the communication module 454 and the communication network 456. The respective height adjustment devices can then - in. previously described - adjust the vertical spacing.
  • the individual heights of the wind turbine hubs can be adjusted in such a way that the yield is maximized.
  • height adjustments are continuous or discrete, for example by means of two or three preset heights or distances.
  • it can be provided that when the wind is too strong and/or too strong

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Architecture (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Wind Motors (AREA)

Abstract

Die Anmeldung betrifft eine schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400), umfassend mindestens ein schwimmfähiges Fundament (104, 204, 304), umfassend mindestens einen Schwimmkörper (106, 206, 30), mindestens eine Verankerungsanordnung (108), eingerichtet zum Befestigen der Offshore- Windkraftanlage (100, 200, 300/400) an einem Unterwasserboden (116, 216, 316) in einem Verankerungszustand der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400), und mindestens eine Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312), eingerichtet zum Verändern des vertikalen Abstands (120, 220, 320) des schwimmfähigen Fundaments (104, 204, 304) zu einer Unterwasserbodenoberfläche (118, 218, 318) des Unterwasserbodens (116, 216, 316) und/oder zu einer Wasseroberfläche (114, 214, 314) während des Verankerungszustands, basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400).

Description

Schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage
Die Anmeldung betrifft eine schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage, umfassend mindestens ein schwimmfähiges Fundament, umfassend mindestens einen Schwimmkörper, und mindestens eine Verankerungsanordnung, eingerichtet zum Befestigen der Offshore-Windkraftanlage an einem Unterwasserboden in einem Verankerungszustand der Offshore-Windkraftanlage. Darüber hinaus betrifft die Anmeldung einen Offshore-Windpark, ein Verfahren und ein schwimmfähiges Fundament.
Zur Bereitstellung von elektrischer Energie aus so genannten erneuerbaren Energiequellen werden vermehrt Windenergiesysteme bzw. Windparks mit mindestens einer Windkraftanlage eingesetzt. Eine Windkraftanlage ist insbesondere zum Wandeln der kinetischen Windenergie in elektrische Energie eingerichtet.
Um den Energieertrag bei derartigen Systemen zu steigern, werden Windparks vermehrt an Standorten mit einer hohen Windwahrscheinlichkeit angeordnet. Insbesondere Offshore-Standorte zeichnen sich üblicherweise durch relativ kontinuierliche Windbedingungen und hohe durchschnittliche Windgeschwindigkeiten aus, so dass vermehrt so genannte Offshore- Windenergiesysteme bzw. Offshore-Windparks errichtet werden.
In der Regel weist ein Offshore-Windpark eine Vielzahl an Offshore-Bauwerken auf, wie eine Vielzahl von Offshore-Windkraftanlagen und mindestens eine Offshore- Umspannstation, über die der Offshore-Windpark elektrisch beispielsweise mit einer Onshore-Umspannstation oder einer weiteren Offshore-Umspannstation bzw.
Offshore-Konverterstation verbunden ist. Eine Onshore-Umspannstation wiederum kann mit einem öffentlichen Stromnetz verbunden sein. Zum Übertragen von elektrischer Energie zwischen zwei Offshore- Bauwerken oder einem Offshore-Bauwerk und einem Onshore-Bauwerk sind Energiekabel in Form von Seekabeln verlegt.
Während es bisher bei Offshore-Windparks üblich war, diese durch eine Gründungsstruktur (z.B. Monopile-, Tripod-, Tripile- oder Jacket-Gründungen) auf bzw. in dem Unterwasserboden, insbesondere einem Meeresboden, zu verankern, gibt es vermehrt Überlegungen dazu, schwimmende Offshore-Bauwerke, beispielsweise schwimmende Offshore-Windkraftanlagen, zu installieren, um insbesondere in Gebieten mit einer großen Wassertiefe, beispielsweise von mehr als 150 m, Offshore- Windparks zu installieren.
Eine schwimmfähige bzw. schwimmende Offshore-Windkraftanlage weist mindestens ein schwimmfähiges Fundament mit mindestens einem Schwimmkörper auf. Auf dem schwimmfähigen Fundament ist die Windkraftvorrichtung mit einer Windturbine installiert
Für einen (dauerhaften) stationären Betrieb der Offshore-Windkraftanlage wird diese an dem Unterwasserboden (in der Regel ein Meeresboden) durch mindestens eine Verankerungsanordnung befestigt. Die mindestens eine Verankerungsanordnung ist eingerichtet zum Befestigen der Offshore-Windkraftanlage an einem Unterwasserb.oden in einem Verankerungszustand der Offshore-Windkraftanlage.
Im Stand der Technik werden vorab Messungen und/oder Vorhersagen von 'meteorologischen Umgebungsparametern (z.B. durchschnittliche Windgeschwindigkeit und Richtung) durchgeführt. Diese dienen als Grundlage für die Installation des Offshore-Windparks. So werden die Offshore-Windkraftanlagen anhand dieser Messungen und/oder Vorhersagen installiert und insbesondere bei der Installation einmalig insbesondere in Hauptwindrichtung ausgerichtet. Zwar kann hierdurch erreicht werden, dass ein installierter schwimmfähiger Offshore-Windpark hinsichtlich einer meteorologischen Hauptumgebungsbedingung (also einer vornehmlich vorherrschenden meteorologischen Umgebungsbedingung) optimiert ist und daher bei entsprechenden tatsächlich vorliegenden meteorologischen Bedingungen die Leistungserzeugung maximiert ist, also der Leistungsertrag optimiert ist Jedoch können sich die Umgebungsbedingungen während des Betriebs des Offshore-Windparks ändern. Bei einer veränderten meteorologischen Umgebungsbedingung ist der Leistungsertrag bei den aus dem Stand der Technik bekannten Offshore-Windparks jedoch gering.
Daher liegt der Anmeldung die Aufgabe zugrunde, eine schwimmfähige Offshore- Windkraftanlage bereitzustellen, welche eine Maximierung des Leistungsertrags des Offshore-Windparks während des stationären Betriebs der mindestens einen Offshore-Windkraftanlage auch bei wechselnden meteorologischen Umgebungsbedingungen ermöglicht.
Die Aufgabe wird gemäß einem ersten Aspekt der Anmeldung gelöst durch eine schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage nach Anspruch 1. Die Offshore- Windkraftanlage umfasst mindestens ein schwimmfähiges Fundament, umfassend mindestens einen Schwimmkörper. Die Offshore-Windkraftanlage umfasst mindestens eine Verankerungsanordnung, eingerichtet zum Befestigen der Offshore- Windkraftanlage an einem Unterwasserboden in einem Verankerungszustand der Offshore-Windkraftanlage. Die Offshore-Windkraftanlage umfasst mindestens eine Höhenverstelleinrichtung, eingerichtet zum Verändern des vertikalen Abstands des schwimmfähigen Fundaments zu einer Unterwasserbodenoberfläche des Unterwasserbodens und/oder zu einer Wasseroberfläche während des Verankerungszustands, basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore-Windkraftanlage. Insbesondere kann die Höhenverstelleinrichtung eingerichtet sein zum Verändern des vertikalen Abstands des schwimmfähigen Fundaments zu der Unterwasserbodenoberfläche während des Verankerungszustands, basierend auf mindestens einer vorgegebenen meteorologischen Umgebungsbedingung und mindestens einem bestimmten bzw. bereitgestellten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore-Windkraftanlage.
Indem im Gegensatz zum Stand der Technik anmeldungsgemäß eine schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage bereitgestellt wird, bei der der vertikale Abstand zur Unterwasserbodenoberfläche und damit die Nabenhöhe der Offshore- Windkraftanlage verändert werden kann, abhängig von den (augenblicklich) gemessenen und/oder vorhergesagten meteorologischen Bedingungen an dem Installationsort der Offshore-Windkraftanlage, wird eine Maximierung des Leistungsertrags der Offshore-Windkraftanlage, insbesondere des Offshore- Windparks, (während des stationären Betriebs) auch bei wechselnden meteorologischen Umgebungsbedingungen ermöglicht.
Insbesondere verfügt eine anmeldungsgemäße Offshore-Windkraftanlage über eine Höhenverstelleinrichtung, die abhängig von den meteorologischen Bedingungen an dem Installationsort der Offshore-Windkraftanlage eine Verstellung des vertikalen Abstands zwischen Fundament und Unterwasserbodenoberfläche zumindest zwischen zwei unterschiedlichen Abständen erlaubt, so dass insbesondere die Leistungsgenerierung optimiert werden kann.
Die anmeldungsgemäße Offshore-Windkraftanlage ist eine schwimmfähige’ Offshore- Windkraftanlage. Die Offshore-Windkraftanlage umfasst mindestens ein schwimmfähiges Fundament. Auf dem mindestens einen Fundament ist insbesondere die Windkraftvorrichtung angeordnet, umfassend Turm, Gondel, Rotor, Generator etc.
Das mindestens eine schwimmfähige Fundament umfasst mindestens einen Schwimmkörper. Ein Schwimmkörper bzw. Auftriebskörper ist insbesondere aufgrund seines Auftriebs durch Verdrängung nach dem archimedischen Prinzip selbständig schwimmfähig. Schwimmkörper können beispielsweise hohl sein und mit Luft oder mit einem leichten Feststoff gefüllt sein. Insbesondere kann das schwimmfähige Fundament den Schwimmkörper im Wesentlichen bilden.
Das schwimmfähige Fundament kann vorzugsweise ein sogenanntes Barge- Fundament, Semi-Submersible-Fundament, Spar-Fundament und/oder Tension Leg Platform (TLP) Fundament sein. Es versteht sich, dass bei anderen Varianten der Anmeldung auch andere Arten von schwimmfähigen Fundamenten vorgesehen sein können.
Ein schwimmfähiges Fundament ist anmeldungsgemäß über mindestens eine Verankerungsanordnung an dem Unterwasserboden befestigt bzw. verankert. Insbesondere kann eine Mehrzahl (z.B. drei oder vier) von Verankerungsanordnungen für die Befestigung vorgesehen sein.
Eine anmeldungsgemäße Verankerungsanordnung kann über eine Ankerverbindung verfügen,, insbesondere in Form eines Ankerseils oder einer Ankerkette. Ein Ende der Ankerverbindung ist an dem Fundament befestigt und das andere Ende an mindestens einem Anker (z.B. Gewichtsanker, Torpedoanker etc.). Der Anker kann zumindest teilweise in dem Unterwasserboden eingegraben sein.
Der Zustand, in dem das Fundament und damit die Offshore-Windkraftanlage durch die mindestens eine Verankerungsanordnung an dem Unterwasserboden befestigt, sind, wird vorliegend insbesondere Verankerungszustand des Fundaments bzw. der Offshore-Windkraftanlage genannt.
Anmeldungsgemäß ist erkannt worden, dass durch eine Höhenverstellungseinrichtung der vertikale Abstand (bzw. die vertikale Höhe zur. Wasserlinie) der Offshore-Windkraftanlage verändert werden kann. Insbesondere ist erkannt worden, dass durch eine vertikale Höhenverstellung der Energieertrag, insbesondere des gesamten Offshore- Windparks, verbessert werden kann, wenn die Veränderung des vertikalen Abstands von mindestens einem (augenblicklich vorliegenden und/oder für eine bestimmte zukünftige Zeitspanne vorhergesagten) meteorologischen Umgebungsparameter abhängt.
Der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter ist insbesondere ein bereitgestellter meteorologischer Umgebungsparameter. Insbesondere kann dieser mindestens eine Parameter von mindestens einer meteorologischen Messvorrichtung (z.B. Messmast) des Offshore-Windparks und/oder einem meteorologischen Dienst bereitgestellt werden. Abhängig von einer Auswertung des mindestens einen meteorologischen Umgebungsparameters kann die vertikale Höhe bzw. der vertikale Abstand geändert werden (oder unverändert gelassen werden).
Vorzugsweise kann der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter und die mindestens eine vorgegebene meteorologische Umgebungsbedingung ausgewertet werden. Eine meteorologische Umgebungsbedingung (bzw. -kriterium) umfasst insbesondere mindestens einen meteorologischen Umgebungsparameterbereich. Bei der Auswertung kann geprüft werden, ob der bestimmte, insbesondere bereitgestellte, meteorologische Umgebungsparameter in dem mindestens einen Umgebungsparameterbereich liegt oder nicht. Anders ausgedrückt, kann überprüft werden, ob der mindestens eine meteorologische Umgebungsparameter(-wert) die mindestens eine Umgebungsbedingung erfüllt oder nicht.
Abhängig davon kann der vertikale Abstand zwischen Fundament (beispielsweise kann die Unterseite der Bezugspunkt sein) und der Unterwasserbodenoberfläche (beispielsweise kann die augenblickliche Oberfläche des Unterwasserbodens der weitere Bezugspunkt sein) bzw. zwischen Fundament (beispielsweise kann die Unterseite der Bezugspunkt sein) und der Wasseroberfläche verändert werden, also erhöht oder reduziert werden (oder unverändert gelassen werden). Anders ausgedrückt kann der vertikale Abstand zwischen Gondel und Wasserlinie verändert werden, also erhöht oder reduziert werden (oder unverändert gelassen werden). Es sei angemerkt, dass nachfolgend teilweise auch nur von einer Veränderung des vertikalen Abstands zur Unterwasserbodenoberfläche gesprochen wird. Es versteht sich, dass in der Regel mit einer Änderung des vertikalen Abstands zur Unterwasserbodenoberfläche eine entsprechende Änderung des vertikalen Abstands zur Wasseroberfläche einhergeht.
Gemäß einer Ausführungsform der anmeldungsgemäßen Offshore-Windkraftanlage können zumindest eine erste meteorologische Umgebungsbedingung und eine zweite, sich von der ersten Umgebungsbedingung unterscheidende, meteorologische Umgebungsbedingung vorgegeben sein. Beispielsweise in Installationsregionen mit zwei Hauptwindrichtungen (z.B. Sommermonsun und Wintermonsun) kann eine entsprechende erste und zweite meteorologische Umgebungsbedingung vorgesehen sein. Bei anderen Varianten der Anmeldung können auch drei oder mehr unterschiedliche meteorologische (typische) Umgebungsbedingungen vorgesehen sein.
Bei einer Detektion, dass die erste meteorologische Umgebungsbedingung durch den (mindestens einen) bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist (beispielsweise kann detektiert/geprüft werden, ob der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter in dem mindestens einen ersten Umgebungsparameterbereich der ersten Umgebungsbedingung liegt (oder nicht)), kann die Höhenverstelleinrichtung eingerichtet sein zum Verändern des vertikalen Abstands durch Einstellen eines ersten der ersten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten vertikalen Abstands.
Bei einer Detektion, dass die zweite meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist (beispielsweise kann detektiert/geprüft werden, ob der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter in dem mindestens einen zweiten Umgebungsparameterbereich der zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung liegt (oder nicht)), kann die Höhenverstelleinrichtung eingerichtet sein zum Verändern des vertikalen Abstands durch Einstellen eines zweiten der zweiten Umgebungsbedingung zugeordneten vertikalen Abstands.
Insbesondere können die beschriebenen Zuordnungen in einer Datenspeicheranordnung gespeichert sein. In einfacher Weise kann bei einer Änderung der meteorologischen Umgebungsbedingung am Installationsort eine bestimmte Veränderung des vertikalen Abstands bewirkt werden.
Ein Einstellen eines zugeordneten vertikalen Abstands meint insbesondere, dass der augenblickliche Abstand um einen bestimmten Wert verändert wird. Vorzugsweise kann jeder meteorologischen Umgebungsbedingung ein einzustellender vertikaler Abstand zugeordnet sein, insbesondere in Form eines Höhensollwerts. Mit diesem Höhensollwert kann eine Höhenverstelleinrichtung ansteuerbar sein, derart, dass diese eine Veränderung des vertikalen Abstands entsprechend dem Höhensollwert vornimmt.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform der anmeldungsgemäßen Offshore- Windkraftanlage kann der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter ausgewählt sein aus der Gruppe, umfassend:
Windrichtung (gemessen und/oder prognostiziert), Windstärke (gemessen und/oder prognostiziert), Wellenhöhe (gemessen und/oder prognostiziert).
Diese meteorologischen Umgebungsparameter sind besonders relevant für die Energieerzeugung durch eine Offshore-Windkraftanlage.
Insbesondere ist erkannt worden, dass die Wellenhöhe den Kippwinkel der schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage und damit die erzeugbare elektrische Leistung beeinflussen kann. Überschreitet der Kippwinkel einen bestimmten Grenzwert (z.B. zwischen 10° und 20°), dann reduziert sich die erzeugbare elektrische Energie bzw. Leistung. Beispielsweise kann bei einem Wellengang über einem bestimmten Grenzwert (x m Wellenhöhe) der Abstand zur Unterwasserbodenoberfläche daher verringert werden. Hierdurch kann der Kippwinkel verringert und damit der Ertrag gesteigert werden.
Vorzugsweise können zwei, vorzugsweise sämtliche der genannten meteorologischen Umgebungsparameter bestimmt und insbesondere bereitgestellt werden. Bei weiteren Varianten der Anmeldung kann, alternativ oder zusätzlich, mindestens ein weiterer meteorologischer Umgebungsparameter (z.B. Niederschlag, Sonneneinstrahlung etc.) bereitgestellt werden.
Darüber hinaus kann, gemäß einer bevorzugten Ausführungsform einer anmeldungsgemäßen Offshore-Windkraftanlage, die 'Höhenverstelleinrichtung mindestens einen mit einem Ballastmedium (vorzugsweise Wasser, insbesondere Meerwasser) befüllbaren Ballasttank umfassen. Vorzugsweise kann der mindestens eine Ballasttank in dem mindestens einen Fundament integriert sein. Auch kann ein Ballasttank an der Außenseite eines Fundaments angebracht sein.
Wenn zwei oder mehr Fundamente bzw. Fundamentelemente vorgesehen sind, kann jedes Fundament über einen Ballasttank verfügen. Der mindestens eine Ballasttank kann insbesondere so angeordnet sein, dass eine Befüllung/Entleerung zu einer rein vertikalen Bewegung des Fundaments führt. Bei einer Mehrzahl von Ballasttanks, kann die Befüllung/Entleerung insbesondere synchron gesteuert werden, so dass eine nahezu gleichmäßige Befüllung/Entleerung der mindestens zwei Ballasttanks erfolgen kann.
Die Höhenverstelleinrichtung kann mindestens eine Ballastmediumförderanordnung umfassen, eingerichtet zum Verändern des Füllstands und/oder der Gesamtdichte des mindestens einen Ballasttanks. Die Ballastmediumförderanordnung kann in oder an dem Fundament angeordnet sein. Durch eine Änderung des Füllstands und/oder der Gesamtdichte wird insbesondere der genannte vertikale Abstand verändert. Bei dieser Ausführungsform kann ein Höhensollwert eine Sollfüllmenge (z.B. voll, halbvoll, leer, x Liter etc.) sein. Entsprechend einem vorgegebenen derartigen Höhensollwert kann die Ballastmediumförderanordnung den Füllstand und/oder die Gesamtdichte des Ballasttanks verändern, um den genannten vertikalen Abstand zu verändern.
Besonders bevorzugt kann die Ballastmediumförderanordnung mindestens eine Pumpvorrichtung sein, eingerichtet zum Verändern des Füllstands des Ballasttanks durch aktives Fördern des Ballastmediums in den Ballasttank hinein und/oder durch aktives Fördern des Ballastmediums aus dem Ballasttank heraus. Insbesondere wenn ein aktives Fördern des Ballastmediums aus dem Ballasttank heraus vorgesehen ist, kann ein Befüllen passiv durch Öffnen einer Tanköffnung erfolgen. Insbesondere wenn ein aktives Fördern des Ballastmediums in den Ballasttank hinein vorgesehen ist, kann ein Entleeren passiv durch Öffnen einer Tanköffnung erfolgen. Vorzugsweise kann jedoch sowohl für das Befüllen als auch das Entleeren zumindest eine Pumpvorrichtung vorgesehen sein.
Das Einstellen eines bestimmten Füllstands kann durch ein Steuermodul (vorzugsweise ein Regelmodul mit mindestens einem geeigneten Regler) gesteuert werden. Ein Füllstandsmesselement kann zur Überwachung des Füllstands eingesetzt werden. Hierdurch kann ein vorgegebener Höhensollwert in Form einer Sollfüllmenge in zuverlässiger Weise eingestellt werden.
Alternativ oder zusätzlich kann, gemäß einer weiteren Ausführungsform der anmeldungsgemäßen Offshore-Windkraftanlage, die Höhenverstelleinrichtung mindestens eine mit dem schwimmfähigen Fundament verbundene Gewichtsanordnung umfassen, die zumindest zwischen einem auf dem Unterwasserbodenoberfläche abgesenkten Zustand und einem von dem Unterwasserbodenoberfläche abgehobenen Zustand veränderbar ist, beispielsweise durch eine geeignete Hebeeinrichtung. Insbesondere kann die Gewichtsanordnung eine Gewichtsverbindung (z.B. ein Ankerseil und/oder eine Ankerkette) umfassen, die mit dem Fundament verbunden sein kann. Das andere Ende der Gewichtsverbindung kann mit einem Gewichtselement verbunden sein. In einem abgesenkten Zustand kann das Gewichtselement auf der Unterwasserbodenoberfläche abgelegt bzw. abgesenkt sein.
In diesem Zustand wird insbesondere nahezu keine Gewichtskraft durch das mindestens eine Gewichtselement der Gewichtsanordnung auf das Fundament ausgeübt.
In einem abgehobenen Zustand kann das Gewichtselement von der Unterwasserbodenoberfläche abgehoben sein, also diese nicht mehr kontaktieren. In diesem Zustand wird insbesondere eine Gewichtskraft (entsprechend dem Gewicht des Gewichtselements der Gewichtsanordnung) durch das mindestens eine Gewichtselement der Gewichtsanordnung auf das Fundament ausgeübt. Durch eine Verstellung zwischen den genannten Zuständen kann eine Veränderung des genannten vertikalen Abstands bewirkt werden.
Ferner kann bei einer weiteren Ausführungsform der anmeldungsgemäßen Offshore- Windkraftanlage kann, alternativ oder zusätzlich, die Offshore-Windkraftanlage mindestens eine mit mindestens einer Ankerverbindung gekoppelte Windeneinrichtung umfassen. Die Windeneinrichtung kann eingerichtet sein zum Verändern der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament, also insbesondere entsprechend einem Höhensollwert zu verkürzen oder zu verlängern. Die Windeneinrichtung umfasst insbesondere eine im Wesentlichen zylindrische und drehbare Trommel.
Gekoppelt meint vorliegend insbesondere, dass die mindestens eine Ankerverbindung in Form eines Ankerseils oder einer Ankerkette auf der Trommel auf- und abgewickelt werden kann (insbesondere zwischen einer minimalen und maximalen Länge). Ein Ende der Ankerverbindung kann hierbei fest mit der Trommel oder einem anderen Befestigungspunkt der Windeneinrichtung befestigt sein. Vorzugsweise kann die Windeneinrichtung mindestens einen ansteuerbaren und motorbasierten Antrieb umfassen, insbesondere einen von dem Offshore-Bauwerk mit elektrischer Energie versorgbaren Elektromotor. Der Antrieb kann durch das Regelmodul insbesondere derart ansteuerbar sein, dass die Länge derart verändert wird, dass die (augenblickliche und/oder prognostizierte zukünftige) Höhe bzw. der vertikale Abstand dem mindestens einen Höhensollparameter (im Wesentlichen) entspricht oder zumindest in dem zulässigen Lagebereich liegt.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform kann die Windeneinrichtung mindestens eine Feststellbremse umfassen. Die Feststellbremse kann zum Verändern der Länge der Ankerverbindung lösbar sein (und nach dem Verändern arretierbar sein). Wenn ein Verändern der Länge der Ankerverbindung erfolgen soll, kann z.B. das Regelmodul die Feststellbremse ansteuern, so dass diese gelöst wird. Dann kann, insbesondere durch den Antrieb, die Länge der Ankerverbindung verändert werden, wie beschrieben wurde. Anschließend kann, automatisch oder durch ein erneutes Ansteuern durch z.B. das Regelmodul die Feststellbremse (wieder) arretiert werden. Die Belastung des Antriebs kann hierdurch reduziert werden.
Durch ein Verändern der Länge einer Ankerverbindung kann der vertikale Abstand entsprechend verändert werden. Es versteht sich, dass es bei der Verwendung einer Windeneinrichtung erforderlich sein kann, einen Anker tiefer im Unterwasserboden einzubinden und/oder das Gewicht des Ankers zu erhöhen (im Vergleich zu dem Fall, dass keine Windeneinrichtung vorgesehen ist).
Ein weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein Offshore-Windpark. Der Offshore- Windpark umfasst eine Mehrzahl von zuvor beschriebenen Offshore- Windkraftanlagen. Der Offshore-Windpark umfasst mindestens eine Höhensteuervorrichtung, eingerichtet zum Ansteuern mindestens einer ersten Höhenverstelleinrichtung einer Offshore-Windkraftanlage mit einem Höhensollwert zum Bewirken eines Veränderns eines vertikalen Abstands eines schwimmfähiges Fundaments der Offshore-Windkraftanlage zu der Unterwasserbodenoberfläche entsprechend dem Höhensollwert, wobei der Höhensollwert zumindest von der mindestens einen meteorologischen Umgebungsbedingung der Offshore- Windkraftanlage abhängt (diesem insbesondere zugeordnet ist, wie zuvor beschrieben wurde).
Insbesondere kann eine (zentrale) Höhensteuervorrichtung (z.B. implementiert als Softwaremodul in einer zentralen Steuervorrichtung des Offshore-Windparks) vorgesehen sein. Über ein Kommunikationsnetz kann ein Ansteuern der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen erfolgen, beispielsweise durch ein Übertragen von mindestens einem Steuerbefehl, enthaltend zumindest einen (zuvor beschriebenen) Höhensollwert.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Windparks kann der Höhensollwert zusätzlich von der Position einer ersten Offshore- Windkraftanlage in Relation zu mindestens einer weiteren Offshore-Windkraftanlage des Offshore-Windparks abhängen. Anders ausgedrückt, dann ein Höhensollwert positionsabhängig sein.
Vorzugsweise kann der bei der Ansteuerung einer bestimmten Offshore- Windkraftanlage verwendete Höhensollwert von der Position dieser Offshore- Windkraftanlage innerhalb des Offshore-Windparks abhängen. Beispielsweise kann jeder Offshore-Windkraftanlage ein Park-Positionsattribut (z.B. eine geographische Angabe der Offshore-Windkraftanlage, eine Angabe, in welcher Reihe die Offshore- Windkraftanlage in Bezug zu einer bestimmten Richtung (z.B. Hauptwindrichtung) angeordnet ist, und/oder dergleichen) zugeordnet sein. Beispielsweise kann die Anlagenkennung der Offshore-Windkraftanlage zusammen mit dem mindestens einen
Park-Positionsattribut (das eine Parkposition angibt) in einer Datenspeicheranordnung gespeichert sein, auf den die Höhensteuervorrichtung zugreifen kann. Insbesondere ist erkannt worden, dass der elektrische Energieertrag sich reduzieren kann, wenn eine Offshore-Windkraftanlage sich im Windschatten einer anderen Offshore- Windkraftanlage bei einer bestimmten meteorologischen Umgebungsbedingung befindet. Durch 'die anmeldungsgemäße Berücksichtigung der jeweiligen Parkposition einer Offshore-Windkraftanlage kann der Energieertrag weiter gesteigert werden. Beispielsweise können für zwei hintereinander angeordnete Offshore-Windkraftanlagen (in der augenblicklichen oder prognostizierten Hauptwindrichtung gesehen) unterschiedliche vertikale Abstände und damit Nabenhöhen eingestellt werden. Hierdurch kann der -Gesamtertrag dieser beiden Offshore-Windkraftanlagen gesteigert werden.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Windparks können zumindest eine erste meteorologische Umgebungsbedingung und eine zweite sich von der ersten Umgebungsbedingung unterscheidende meteorologische Umgebungsbedingung vorgegeben sein (wie zuvor bereits beschrieben wurde).
Die Höhensteuervorrichtung kann eingerichtet sein zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen mit ersten Höhensollwerten entsprechend einer ersten vorgegebenen und der ersten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten Höheneinstellregel bei einer Detektion, dass die erste meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist, wie zuvor beschrieben wurde. Insbesondere kann bei Feststellung, dass die vorliegenden oder prognostizierten meteorologischen Parameter die erste Umgebungsbedingung erfüllen, die dieser Bedingung zugeordnete (mindestens eine) Höheneinstellregel (z.B. gespeichert in der genannten Datenspeicheranordnung) angewendet werden, um die ersten Höhensollwerte für vorzugsweise sämtliche Offshore-Windkraftanlagen zu bestimmen. Die ersten Höhensollwerte können sich jeweils voneinander unterscheiden, beispielsweise - wie zuvor ausgeführt wurde - von der jeweiligen Parkposition der jeweiligen Offshore-Windkraftanlage abhängen.
Darüber hinaus kann die Höhensteuervorrichtung eingerichtet sein zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen mit zweiten sich von den ersten Höhensollwerten zumindest teilweise unterscheidenden Höhensollwerten entsprechend einer zweiten vorgegebenen und der zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten Höheneinstellregel bei einer Detektion, dass die zweite meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist. Dies kann in analoger Weise wie bei der zuvor beschriebenen Ansteuerung mit ersten Höhensollwerten erfolgen. Wie bereits beschrieben wurde, kann ein Ansteuern insbesondere bei Detektion einer Änderung der meteorologischen Umgebungsbedingung (z.B. von der ersten zur zweiten oder umgekehrt) erfolgen.
Vorzugsweise kann die Höhensteuervorrichtung mindestens eine Detektionseinrichtung umfassen, eingerichtet zur Durchführung der vorgenannten Detektion. ;
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Windparks können zumindest die erste der ersten Umgebungsbedingung zugeordnete Höheneinstellregel und die zweite der zweiten Umgebungsbedingung zugeordnete Höheneinstellregel in Form einer (vorab bestimmten und) in einer Datenspeicheranordnung der Höhensteuervorrichtung gespeicherten Zuordnungstabelle abgebildet sein. In einer Zuordnungstabelle kann insbesondere für jede Umgebungsbedingung jeder Offshore-Windkraftanlage (bzw. der entsprechenden Anlagenkennung) (genau) ein Höhensollwert zugeordnet sein. Die Höhensollwerte können, wie ausgeführt, von der Parkposition bzw. dem jeweiligen Park- Positionsattribut abhängen. Die Zuordnungstabelle kann insbesondere in der Datenspeicheranordnung gespeichert sein. Bei einer Detektion einer bestimmten meteorologischen Umgebungsbedingung (insbesondere bei Detektion einer geänderten meteorologischen
Umgebungsbedingung (z.B. von der ersten zur zweiten meteorologischen
Umgebungsbedingung oder umgekehrt)) kann die Höhensteuervorrichtung auf die gespeicherte Zuordnungstabelle zugreifen und insbesondere zumindest einen Teil der Offshore-Windkraftanlagen des Offshore-Windparks, vorzugsweise sämtliche Offshore-Windkraftanlagen des Offshore-Windparks, entsprechend den jeweils gespeicherten Höhensollwerten ansteuern.
Eine Vorab-Bestimmung meint vorliegend insbesondere, dass die Höhensollwerte nicht erst bei der Detektion einer bestimmten meteorologischen Umgebungsbedingung (insbesondere bei Detektion einer geänderten ■meteorologischen Umgebungsbedingung (z.B. von der ersten zur zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung oder umgekehrt)) bestimmt werden, sondern zeitlich vorher.
Insbesondere vor der Installation des Offshore-Windparks (beispielsweise mit Hilfe eines Simulationsmodells) und/oder unmittelbar nach der Installation (beispielsweise durch Tests) kann die Höheneinstellregel in Form einer Mehrzahl von Höhensollwerten bestimmt werden. Vorzugsweise können die Höhensollwerte veränderlich gespeichert sein, so dass insbesondere eine Optimierung während des Betriebs des Offshore-Windparks erfolgen kann, insbesondere durch Auswerten des tatsächlichen Leistungsertrags (verglichen z.B. mit einem durch einen Simulationsvorgang bestimmten Leistungsertrag).
Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Windparks kann die Mehrzahl der Offshore-Windkraftanlagen zumindest in eine erste Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen mit einem jeweils gleichen ersten Park- Positionsattribut (entsprechend der jeweiligen Parkposition, wie zuvor ausgeführt wurde) und eine zweite Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen mit einem jeweils gleichen zweiten Park-Positionsattribut (entsprechend der jeweiligen Parkposition, wie zuvor ausgeführt wurde) einteilbar sein. Die Höhensteuervorrichtung kann eingerichtet sein zum Ansteuern der ersten Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen mit Höhensollwerten, die sich von den Höhensollwerten unterscheiden, mit denen eine zweite Untergruppe von Offshore- Windkraftanlagen angesteuert wird. Es versteht sich, dass eine Einteilung in drei oder mehr Untergruppen erfolgen kann. Die Einteilung kann in der genannten Zuordnungstabelle (inhärent) abgebildet sein. Es versteht sich, dass das Ansteuern insbesondere bei Detektion einer bestimmten Umgebungsbedingung erfolgt. Zudem kann die Einteilung von der Umgebungsbedingung abhängen. Anders ausgedrückt, kann eine dynamische (und keine statische) Einteilung in Untergruppen vorgenommen werden.
Eine (in der mindestens einen Zuordnungstabelle abbildbare und bevorzugte) Einteilungs- bzw. Höhen-Einstellstrategie kann vorzugsweise sein, stets die erste Reihe von Offshore-Windkraftanlagen (in Windrichtung gesehen) maximal zu erhöhen, die zweite Reihe auf die minimale Höhe einzustellen und dann wieder die dritte Reihe auf die maximal Höhe usw. Auch wäre es denkbar, stets die erste Reihe von Offshore-Windkraftanlagen (in Windrichtung gesehen) auf eine minimale Höhe zu verfahren, die zweite Reihe auf die maximale Höhe einzustellen und dann wieder die dritte Reihe auf die minimale Höhe usw.
Wenn weitere Zwischenhöhen und/oder eine kontinuierliche Einstellung des Abstands bzw. der Höhen möglich sind, können auch andere Einteilungs- bzw. Höhen- Einstellstrategien vorgesehen und insbesondere in einer Zuordnungstabelle bzw. Datenbank abgebildet sein.
Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore-Windparks kann der Offshore-Windpark mindestens eine Höhensollwertbestimmungseinrichtung umfassen, eingerichtet zum (vorab) Bestimmen der Höhensollwerte zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen bei mindestens einer gemessenen oder prognostizierten meteorologischen Umgebungsbedingung.
Die Höhensollwertbestimmungseinrichtung kann eingerichtet sein zum Ausfuhren einer Mehrzahl von Simulationsschritten, basierend insbesondere auf einem Simulationsmodeil der Mehrzahl von Windkraftanlagen des Offshore- Windparks. Insbesondere kann bei der Planung und vor einer Installation ein (mathematisches) Simulationsmodell des Offshore-Windparks erstellt werden, mit der grundsätzlich zumindest die generierte elektrischen Gesamtleistung bei unterschiedlichen meteorologischen Umgebungsbedingungen und insbesondere mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen simuliert werden kann. Bei anderen Varianten kann die Höhensollwertbestimmungseinrichtung auch zur Durchführung von Tests eingerichtet sein.
In jedem Simulationsschritt (oder Testschritt) können vorzugsweise für die Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen unterschiedliche Höhensollwerte eingestellt werden und die für die Höhensollwerte jeweils generierte elektrische Gesamtleistung bestimmt werden. Beispielsweise können die zuvor genannten Einstellstrategien simuliert werden.
Als Höhensollwerte zum (tatsächlichen) Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen bei einer bestimmten meteorologischen Umgebungsbedingung können die Höhensollwerte bestimmt (und insbesondere in der Zuordnungstabelle gespeichert) werden, bei denen die bestimmte (simulierte oder getestete) generierte elektrische Gesamtleistung maximal ist. Anders ausgedrückt, können für vorzugsweise zumindest zwei unterschiedliche meteorologische Umgebungsbedingungen durch einen Simulationsprozess (mit einer Mehrzahl von Simulationsschritten) die jeweiligen Höhensollwerte bestimmt werden, bei denen zumindest die simulierte (oder getestete) generierte elektrische Gesamtleistung maximiert ist. Vorzugsweise kann während des Betriebs des Offshore- Windparks ein Optimierungsprozess durchgeführt werden. Insbesondere könnnen die tatsächlich generierte elektrische Gesamtleistung und die simulierte (oder getestete) generierte elektrische Gesamtleistung ausgewertet werden. Insbesondere wenn die tatsächlich generierte elektrische Gesamtleistung geringer ist als die simulierte generierte elektrische Gesamtleistung können (beispielsweise unter Nutzung von künstlicher Intelligenz) die Höhensollwerte zumindest teilweise angepasst werden, um den Ertrag zu erhöhen. Hierbei können historische Daten und/oder Daten von anderen Offshore- Windparks berücksichtigt werden.
Ein weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein Verfahren zum Betreiben einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage, insbesondere einer zuvor beschriebenen schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage, Das Verfahren umfasst:
Verändern, durch mindestens eine Höhenverstelleinrichtung der Offshore- Windkraftanlage, eines vertikalen Abstands eines schwimmfähigen Fundaments der schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage zu einer Unterwasserbodenoberfläche des Unterwasserbodens und/oder zu einer Wasseroberfläche während des Verankerungszustands der Offshore- Windkraftanlage, basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore-Windkraftanlage.
Das Verfahren kann insbesondere zum Betreiben, insbesondere Steuern, einer Mehrzahl von schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlagen eingesetzt werden, also insbesondere zum Betreiben, insbesondere Steuern, eines zuvor beschriebenen Offshore-Windparks.
Ein noch weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein schwimmfähiges Fundament für mindestens eine schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage, insbesondere einer zuvor beschriebenen schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage, umfassend: mindestens eine Höhenverstelleinrichtung, eingerichtet zum Verändern des vertikalen Abstands des schwimmfähigen Fundaments zu einer Unterwasserbodenoberfläche des Unterwasserbodens und/oder zu einer Wasseroberfläche während eines Verankerungszustands des schwimmfähigen Fundaments, basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore-Windkraftanlage
Ein weiterer Vorteil einer vertikale Höhenverstellung ist, dass hierdurch auch die horizontale Lage der schwimmenden Offshore-Windkraftanlage verbessert werden kann. Insbesondere kann eine Kippbewegung bzw. Schwankbewegung der Offshore- Windkraftanlage reduziert werden. So kann ein Kippwinkel erfasst werden und ein Sollkippwinkel vorgegeben sein. Eine Regelmodul kann dann die Höhe verstellen, derart, dass der erfasste Kippwinkel den Sollkippwinkel zumindest nicht übersteigt. Alternativ oder zusätzlich kann auch eine Kippfrequenz erfasst werden. Insbesondere durch eine Reduktion des vertikalen Abstands kann die Lage stabilisiert werden.
Es sei angemerkt, dass ein Modul, eine Einrichtung etc. vorliegend zumindest teilweise durch Softwareelemente (insbesondere in Form von durch einen Prozessor ausführbarem Computercode) und/oder zumindest teilweise durch Hardwareelemente (Prozessor, Speichermittel, Aktor etc.) gebildet sein kann.
Die Merkmale der Offshore-Windkraftanlagen, Offshore-Windparks, Verfahren und Fundamente sind frei miteinander kombinierbar. Insbesondere können Merkmale der Beschreibung und/oder der abhängigen Ansprüche, auch unter vollständiger oder teilweiser Umgehung von Merkmalen der unabhängigen Ansprüche, in Alleinstellung oder frei miteinander kombiniert eigenständig erfinderisch sein.
Es gibt nun eine Vielzahl von Möglichkeiten, die anmeldungsgemäße Offshore- Windkraftanlage, den anmeldungsgemäßen Offshore-Windpark, das anmeldungsgemäße Verfahren und das anmeldungsgemäße Fundament auszugestalten und weiterzuentwickeln. Hierzu sei einerseits verwiesen auf die den unabhängigen Patentansprüchen nachgeordneten Patentansprüche, andererseits auf die Beschreibung von Ausführungsbeispielen in Verbindung mit der Zeichnung. In der Zeichnung zeigt:
Fig. la eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 1b eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig'. 1c eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. Id eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 2a eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Anmeldung mit einem ersten eingestellten Abstand,
Fig. 2b eine schematische Ansicht des Ausführungsbeispiels nach Figur 2a mit einem weiteren eingestellten Abstand,
Fig. 3a eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage gemäß der vorliegenden Anmeldung mit einem ersten eingestellten Abstand, Fig. 3b eine schematische Ansicht des Ausführungsbeispiels nach Figur 3a mit einem weiteren eingestellten Abstand,
Fig. 4 eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Offshore- Windparks gemäß der vorliegenden Anmeldung, und
Fig. 5 ein Diagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung.
In den Figuren werden für gleiche Elemente gleiche Bezugszeichen verwendet.
Die Figuren la bis Id zeigen schematische Ansichten von Ausführungsbeispielen von schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlagen 100 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Die dargestellten Offshore-Windkraftanlagen 100 unterscheiden sich in den jeweiligen schwimmfähigen Fundamenten 104, jeweils umfassend mindestens einen Schwimmkörper 106. Insbesondere bildet ein schwimmfähiges Fundament 104 zumindest im Wesentlichen den Schwimmkörper 106.
Dargestellt sind insbesondere ein Barge-Fundament 104 (Fig. la), ein Semi- Submersible Fundament 104 (Fig. 1b), ein Spar-Fundament 104 (Fig. 1c) und ein Tension Leg Platform Fundament 104 (Fig. 1d) . Es versteht sich, dass bei anderen Varianten der Anmeldung andere schwimmfähige Fundamente vorgesehen sein können.
Wie zu erkennen ist, ist auf dem mindestens einen schwimmfähigen Fundament 104 eine Windkraftvorrichtung 102 angeordnet, umfassend Turm, Gondel, Rotor, Generator etc.
Ein schwimmfähiges Fundament 104 ist vorliegend jeweils über eine Mehrzahl von Verankerungsanordnungen 108 an dem Unterwasserboden 116 befestigt bzw. verankert. Eine dargestellte Verankerungsanordnung 108 verfügt über eine Ankerverbindung 109, insbesondere in Form eines Ankerseils 109 oder einer Ankerkete 109. Eine Ende der Ankerverbindung 109 ist an dem Fundament 104 befestigt und das andere Ende an mindestens einem Anker 110 (z.B. Gewichtsanker, Torpedoanker etc.). Der Anker 100 kann zumindest teilweise in dem
Unterwasserboden 116 eingegraben sein, wie aus den Figuren la bis Id zu erkennen ist.
Ferner wird in den Figuren la bis ld die Unterwasserbodenoberfläche mit dem Bezugszeichen 118 und die Wasseroberfläche bzw. Wasserlinie mit dem Bezugszeichen 114 bezeichnet.
Anmeldungsgemäß weist eine dargestellte Offshore-Windkraftanlage 100 jeweils mindestens eine Höhenverstelleinrichtung 112 auf. Die Höhenverstelleinrichtung 112 ist eingerichtet zum Verändern des vertikalen Abstands 120 des schwimmfähigen Fundaments 104 zu der Unterwasserbodenoberfläche 118 (insbesondere ist der Abstand 120 die Distanz zwischen der Unterseite bzw. dem tiefsten Punkt des Fundaments 104 und der augenblicklichen Unterwasserbodenoberfläche 118) während des dargestellten Verankerungszustands der Offshore-Windkraftanlage 100.
Hierbei erfolgt das Verändern des vertikalen Abstands 120 basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore- Windkraftanlage 100, wie eine Windrichtung (gemessen und/oder prognostiziert), Windstärke (gemessen und/oder prognostiziert) und/oder Wellenhöhe (gemessen und/oder prognostiziert).
Vorzugsweise können zumindest eine erste meteorologische Umgebungsbedingung und eine zweite sich von der ersten meteorologischen Umgebungsbedingung unterscheidende meteorologische Umgebungsbedingung vorgegeben sein. Bei Detektion, dass die erste meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist, kann die Höhenverstelleinrichtung 112 eingerichtet sein zum Verändern des vertikalen Abstands 120 durch Einstellen eines ersten der ersten meteorologischen
Umgebungsbedingung zugeordneten vertikalen Abstands 120 (beispielsweise entsprechend einem empfangenen Höhensollwert).
Bei Detektion, dass die zweite meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist, kann die Höhenverstelleinrichtung 112 eingerichtet sein zum Verändern des vertikalen Abstands 120 durch Einstellen eines zweiten der zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten vertikalen Abstands 120 (beispielsweise entsprechend einem empfangenen Höhensollwert). Wie bereits beschrieben wurde, kann das Verändern insbesondere einer Änderung der tatsächlich vorliegenden meteorologischen Umgebungsbedingung erfolgen.
Wie aus den Figuren la bis Id zu erkennen ist, kann durch eine Veränderung des vertikalen Abstands 120 die Nabenhöhe einer Offshore-Windkraftanlage 100 verstellt werden. Indem dies abhängig von den augenblicklichen und/oder prognostizierten meteorologischen Bedingungen am Aufstellort der Offshore-Windkraftanlage 100 erfolgt, kann insbesondere der erzielbare Leistungsertrag der Offshore- Windkraftanlage 100, insbesondere des gesamten (vorliegend nicht dargestellten) Offshore-Windparks gesteigert werden.
Die Höhenverstelleinrichtung 112 ist vorliegend in dem Fundament 104 integriert. Bei anderen Varianten der Anmeldung kann die mindestens eine Höhenverstelleinrichtung an dem Fundament angeordnet sein, beispielsweise zumindest teilweise an einer Außenseite des Fundaments befestigt sein.
Die Figuren 2a und 2b zeigen ein weiteres Ausführungsbeispiel einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage 200 mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen 220. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach den Figuren la bis ld beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Es sei angemerkt, dass lediglich zu Gunsten einer besseren Übersicht auf eine Darstellung der gesamten Windkraftvorrichtung und auf die Darstellung von Verankerungsanordnungen verzichtet wurde.
Der Unterschied zwischen den Abständen 220 in den Figuren 2a und 2b ist mit dem Bezugszeichen 222 bezeichnet. Der einstellbare Unterschied kann vorzugsweise zwischen 2 m und 40 m liegen, vorzugsweise zwischen 5 m und 30 m.
Zum Verstellen des vertikalen Abstands 220 ist vorliegend eine
Höhenverstelleinrichtung 212 vorgesehen. Die dargestellte Höhenverstelleinrichtung 212 umfasst mindestens einen mit einem Ballastmedium 225 befüllbaren Ballasttank 226, der vorzugsweise in dem Fundament 204 angeordnet ist. Ferner umfasst die Höhenverstelleinrichtung 212 mindestens eine Ballastmediumförderanordnung 228. Diese ist insbesondere eingerichtet zum Verändern des Füllstands 227 des Ballasttanks 226.
Vorliegend umfasst die Ballastmediumförderanordnung 228 insbesondere zwei Pumpvorrichtungen 230. Eine Pumpvorrichtung 230 ist insbesondere eingerichtet zum Verändern des Füllstands 227 des Ballasttanks 226 durch aktives Fördern des Baliastmediums 225 (insbesondere Wasser) in den Ballasttank 226 hinein (angedeutet durch den Pfeil 236). Insbesondere kann in dem Fundament 204 eine Öffnung 232 angeordnet sein, durch die das Ballastmedium 225 in den Ballasttank 226 gepumpt werden kann.
Die weitere Pumpvorrichtung 230 ist insbesondere eingerichtet zum Verändern des Füllstands 227 des Ballasttanks 226 durch aktives Fördern des Ballastmediums 225 aus dem Ballasttank 226 heraus (angedeutet durch den Pfeil 237). Insbesondere kann in dem Fundament 204 eine weitere Öffnung 234 angeordnet sein, durch die das Ballastmedium 225 aus dem Ballasttank 226 gepumpt werden kann. Vorzugsweise kann ein Steuermodul 229 vorgesehen sein. Das (lokale) Steuermodul 229 der Höhenverstelleinrichtung 212 kann beispielsweise durch eine (nicht dargestellte) Höhensteuervorrichtung mit einem Höhensollwert (z.B. eine bestimmte Füllmenge (z.B. voll, halb voll, leer, x Liter etc.) oder dergleichen) ansteuerbar sein.
Abhängig von einem durch ein (nicht dargestelltes) Füllstandsmesselement des Steuermoduls 229 messbaren augenblicklichen Füllstand 227 und einem erhaltenen Höhensollwert, kann eine Pumpvorrichtung 230 derart angesteuert werden, dass der Füllstand 227 entsprechend dem erhaltenen Höhensollwert verändert wird. Wie bereits beschrieben wurde, wird durch eine Veränderung des vertikalen Abstands 220 (zwischen zumindest zwei einstellbaren Abständen) die Nabenhöhe einer Offshore- Windkraftanlage 200 verstellt und hierdurch insbesondere der Leistungsertrag gesteigert.
Die Figuren 3a und 3b zeigen ein weiteres Ausführungsbeispiel einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage 300 mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen 320. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach den Figuren la bis 2b beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Es sei angemerkt, dass lediglich zu Gunsten einer besseren Übersicht auf eine Darstellung der gesamten Windkraftvorrichtung und auf die Darstellung von Verankerungsanordnungen verzichtet wurde.
Die Höhenverstelleinrichtung 312 umfasst vorliegend mindestens eine mit dem schwimmfähigen Fundament 304 verbundene Gewichtsanordnung 312. Insbesondere kann die Gewichtsanordnung 312 eine Gewichtsverbindung 340 (z.B. ein Ankerseil 340 und/oder eine Ankerkette 340) umfassen, die mit dem Fundament 304 verbunden sein kann. Das andere Ende der Gewichtsverbindung 340 kann mit einem Gewichtselement 342 der Gewichtsanordnung 312 verbunden sein. In einem abgesenkten Zustand der Gewichtsanordnung 312 wird insbesondere nahezu keine Gewichtskraft durch das mindestens eine Gewichtselement 342 der Gewichtsanordnung 312 auf das Fundament 340 ausgeübt. In einem abgehobenen Zustand der Gewichtsanordnung 312, beispielsweise bewirkt durch eine Hebeeinrichtung 344 (z.B. eine Winde 344), wird insbesondere eine Gewichtskraft g (entsprechend dem Gewicht des Gewichtselements 342 der Gewichtsanordnung) durch das mindestens eine Gewichtselement 342 der Gewichtsanordnung 312 auf das Fundament 304 ausgeübt. Durch eine Verstellung, durch die Hebeeinrichtung 344, zwischen den genannten Zuständen der Gewichtsanordnung 312 kann eine Veränderung des genannten vertikalen Abstands 320 zumindest zwischen zwei diskreten Werten bewirkt werden.
Auch hier kann ein (nicht dargestelltes) Steuermodul vorgesehen sein, welches in Abhängigkeit eines erhaltenen Höhensollwerts (z.B. Absenken oder nicht Absenken) die Hebeeinrichtung 344 ansteuern kann.
Es versteht sich, dass die Ausführungsbeispiele nach den Figuren 2a, 2b und 3a, 3b miteinander kombiniert werden können.
Bei weiteren (nicht dargestellten) Varianten der Anmeldung kann, alternativ oder zusätzlich, durch eine Windeneinrichtung die Länge einer Ankerverbindung (vgl. Fig. la bis ld) verändert werden, um den vertikalen Abstand zu ändern (oder die Ankerverbindung entsprechend des veränderten Abstands nachzuführen).
Das Offshore-Bauwerk kann eine Windeneinrichtung umfassen. Insbesondere kann jeder Verankerungsanordnung eine Windeneinrichtung zugeordnet sein.
Vorzugsweise kann jede Ankerverbindung mit einer jeweils mit einer Windeneinrichtung gekoppelt sein. Insbesondere kann eine Ankerverbindung mit einer zylindrischen Trommel (Winde) einer Windeneinrichtung gekoppelt sein, um die Ankerverbindung zwischen einer minimalen und einer maximalen Länge auf- und abzuwickeln (und hierdurch insbesondere den vertikalen Abstand zu verändern). Hierfür kann jede Windeneinrichtung über einen Antrieb und eine Feststellbremse verfügen. Zum Verändern einer Länge kann zunächst ein Steuermodul der Höheneinstelleinrichtung die entsprechende Feststellbremse ansteuern, um ein Lösen dieser Feststellbremse zu bewirken. Dann kann das Steuermodul den entsprechenden Antrieb (vorzugsweise ein Elektromotor] ansteuern, um ein Aufwickeln oder Abwickeln um eine bestimmte Länge zu bewirken. Anschließend kann die Feststellbremse wieder arretiert werden, gesteuert durch das Steuermodul.
Die Figur 4 zeigt eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Offshore-Windparks 450 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Der dargestellte Offshore-Windpark 450 umfasst eine Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4. Zur Vermeidung von Wiederholungen wird hinsichtlich der Offshore- Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4 insbesondere auf die vorherigen Ausführungsbeispiele verwiesen.
Darüber hinaus umfasst der dargestellte Offshore-Windpark 450 mindestens eine Höhensteuervorrichtung 452, beispielsweise implementiert in einer (ohnehin vorgesehenen) (nicht dargestellten) Parksteuerung des Offshore-Windparks 450.
Die Höhensteuervorrichtung 452 umfasst vorliegend ein Kommunikationsmodul 454, ein Höhensteuermodul 458, eine Detektionseinrichtung 460, eine Höhensollwertbestimmungseinrichtung 462 und eine Datenspeicheranordnung 464. Es versteht sich, dass bei anderen Varianten weitere oder weniger Module/Einrichtungen vorgesehen sein können.
Die Höhensollwertbestimmungseinrichtung 462, die alternativ auch in einer anderen Recheneinrichtung implementiert sein kann, kann eingerichtet sein zum Bestimmen mindestens einer Höheneinstellregel, abhängig von mindestens einer meteorologischen Umgebungsbedingung (am Installationsort des Offshore-Windparks 450). Das Bestimmen der mindestens einen Höheneinstellregel kann vorzugsweise vor der Installation des Offshore-Windparks 450, jedoch auch während der Installation und/oder (unmittelbar) nach der Installation des Offshore-Windparks 450 erfolgen. Wie bereits ausgefiihrt wurde, kann während des Betriebs (kontinuierlich) ein Optimierungsprozess erfolgen. Die mindestens eine Höheneinstellregel wird insbesondere derart bestimmt, dass der Gesamtertrag des Offshore-Windparks 450 maximiert werden kann.
Vorzugsweise kann das Bestimmen der mindestens einen Höheneinstellregel, abhängig von mindestens einer meteorologischen Umgebungsbedingung (am Installationsort des Offshore-Windparks 450), ein Bestimmen von Höhensollwerten für vorzugsweise sämtliche Offshore-Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4 umfassen.
Insbesondere kann der jeweils bestimmte Höhensollwert zusätzlich von der (Park-) Position der jeweiligen Offshore- Windkraftanlage 400.1 bis 400.4 abhängen, insbesondere in Relation zu mindestens einer weiteren Offshore-Windkraftanlage 400.1 bis 400.4 des Offshore-Windparks 450. Beispielsweise kann ein Plan und/oder ein Modell des Offshore-Windparks 450 hinterlegt sein (beispielweise in der Datenspeicheranordnung 464 oder einer anderen Speicheranordnung), bei dem jeder Offshore-Windkraftanlage 400.1 bis 400.4 ein Parkpositionsattribut zugeordnet ist. Aus dem jeweiligen Parkpositionsattribut ist die Parkposition zumindest ableitbar. Insbesondere kann das jeweilige Parkpositionsattribut genutzt werden, um (dynamisch) zumindest zwei Untergruppen von Offshore-Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4 zu bilden. Dies meint insbesondere, dass die Offshore-Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4’ einer Untergruppe im Wesentlichen auf den gleichen vertikalen Abstand eingestellt werden, also im Wesentlichen mit dem gleichen Höhensollwert angesteuert werden. Die Einteilung kann insbesondere in einer Zuordnungstabelle oder Datenbank (inhärent) abgebildet sein. Wie bereits beschrieben wurde, kann die Bestimmung der Höhensollwerte derart erfolgen, dass der Leistungsertrag maximiert wird. Insbesondere kann die mindestens eine Höhensollwertbestimmungseinrichtung 462 eingerichtet sein zum (vorab) Bestimmen der Höhensollwerte zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen 40Ö.1 bis 400.4 bei mindestens einer gemessenen oder prognostizierten meteorologischen Umgebungsbedingung. Die Höhensollwertbestimmungseinrichtung 462 kann eingerichtet sein zum Ausführen einer Mehrzahl von Simulationsschritten, basierend insbesondere auf einem Simulationsmodell der Mehrzahl von Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4 des Offshore- Windparks 450. Bei anderen Varianten der Anmeldungen können auch tatsächlich Tests zur Ermittlung des Leistungsertrags durchgeführt werden, wie bereits beschrieben wurde.
Insbesondere kann bei der Planung und vor einer Installation ein (mathematisches) Simulationsmodell des Offshore-Windparks 450 erstellt werden, mit der grundsätzlich zumindest die generierte elektrische Gesamtleistung bei unterschiedlichen meteorologischen Umgebungsbedingungen und insbesondere mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen simuliert werden kann.
In jedem Simulationsschritt können vorzugsweise für die Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4 unterschiedliche Höhensollwerte eingestellt werden und die für die Höhensollwerte jeweils generierte elektrische Gesamtleistung bestimmt werden
Als Höhensollwerte zum (tatsächlichen) Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen bei der meteorologischen Umgebungsbedingung können die Höhensollwerte bestimmt und insbesondere in einer Zuordnungstabelle in der Datenspeicheranordnung 464 gespeichert werden, bei denen die bestimmte generierte elektrische Gesamtleistung maximal ist. Anders ausgedrückt, können für vorzugsweise zumindest zwei unterschiedliche meteorologische Umgebungsbedingungen durch einen Simulätionsprozess (mit einer Mehrzahl von Simulationsschritten) die jeweiligen Höhensollwerte bestimmt werden,bei denen zumindest die simulierte generierte elektrische Gesamtleistung maximiert ist. In der Zuordnungstabelle kann jeder (vorgegebenen) Umgebungsbedingung für jede Offshore-Windkraftanlage 400.1 bis 400.4 ein Höhensollwert zugeordnet sein.
Insbesondere kann durch die Bestimmung der Höhensollwerte eine Einteilungs- bzw. Höhen-Einstellstrategie vorgegeben und abgebildet werden. Beispielhaft kann stets die erste Reihe von Offshore- Windkraftanlagen 400.1, 400.2 in Windrichtung (also bei einer bestimmten detektierten Umgebungsbedingung) derart angesteuert werden, dass der vertikale Abstand maximiert wird (die Nabenhöhe also maximiert wird). Die zweite Reihe von Offshore-Windkraftanlagen 400.3, 400.4 in Windrichtung (also bei einer bestimmten detektierten Umgebungsbedingung) kann derart angesteuert werden, dass der vertikale Abstand minimiert wird (die Nabenhöhe also minimiert wird). Bei anderen Varianten kann die Einstellung auch genau umgekehrt erfolgen. Wenn weitere Zwischenhöhen und/oder eine kontinuierliche Einstellung des Abstands bzw. der Höhen möglich sind, können auch' andere Einteilungs- bzw. Höhen- Einstellstrategien vorgesehen sein.
Die Funktionsweise und insbesondere der Betrieb des Offshore-Windparks 450 werden nachfolgend näher mit Hilfe der Figur 5 beschrieben. Die Figur 5 zeigt ein Diagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung, insbesondere zum Betreiben mindestens einer Offshore-Windkraftanlage 400.1 bis 400.4. Lediglich beispielhaft wird das Verfahren näher anhand eines Betreibens des Offshore-Windparks 450 beschrieben.
In einem ersten Schritt 501 kann ein Bereitstellen mindestens eines bestimmten meteorologischen Umgebungsparameters des Offshore-Windparks 450 erfolgen. Insbesondere kann der mindestens eine meteorologische Umgebungsparameter der Höhensteuervorrichtung 452 über das Kommunikationsmodul 454 bereitgestellt werden. Der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter kann ein von mindestens einer Messvorrichtung gemessener augenblicklicher meteorologischer Umgebungsparameter und/oder ein prognostizierter meteorologischer Umgebungsparameter sein. Vorzugsweise können eine Mehrzahl von meteorologischen Umgebungsparametern (gemessen und prognostiziert) bereitgestellt werden, wie Windrichtung (gemessen und/oder prognostiziert), Windstärke (gemessen und/oder prognostiziert), Wellenhöhe (gemessen und/oder prognostiziert).
In einem Schritt 502 kann, durch die Detektionseinrichtung 460, insbesondere detektiert werden, ob mindestens eine der (vorgegebenen) meteorologischen Umgebungsbedingungen durch den mindestens einen bestimmten und bereitgestellten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist. Eine meteorologische Umgebungsbedingung (bzw. -kriterium) umfasst insbesondere mindestens einen meteorologischen Umgebungsparameterbereich. Bei der Detektion in Schritt 502 kann geprüft werden, ob der bestimmte meteorologische Umgebungsparameter in dem mindestens einen Umgebungsparameterbereich liegt oder nicht. Anders ausgedrückt, kann überprüft werden, ob der mindestens eine meteorologische Umgebungsparameter(-wert) die mindestens eine Umgebungsbedingung erfüllt oder nicht.
Hierbei kann in Schritt 502 insbesondere detektiert werden, ob sich die meteorologische Umgebungsbedingung verändert hat, so dass eine Veränderung der vertikalen Abstände erforderlich ist. Wird in Schritt 502 festgestellt, dass sich die meteorologische Umgebungsbedingung nicht verändert hat, ist insbesondere keine Veränderung der vertikalen Abstände erforderlich. Dann kann das Verfahren mit Schritt 501 fortgesetzt werden.
Insbesondere bei einer Feststellung, dass sich die meteorologische
Umgebungsbedingung zu einer zuvor detektierten meteorologischen
Umgebungsbedingung verändert hat, also beispielsweise von einer ersten zu einer zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung (z.B. wenn sich die Windstärke und/oder Windrichtung in einem durch die definierten Umgebungsbedingungen vorgegebenen Maße geändert hat oder wird), kann mit Schritt 503 fortgefahren werden.
In Schritt 503 erfolgt, insbesondere durch das Höhensteuermodul 458 der Höhensteuervorrichtung 452, ein Ansteuern mindestens einer Höhenverstelleinrichtung einer Offshore-Windkraftanlage 400.1 bis 400.4 mit einem Höhensollwert zum Bewirken eines Veränderns eines vertikalen Abstands des schwimmfähigen Fundaments der Offshore-Windkraftanlage 400.1 bis 400.4 zu der Unterwasserbodenoberfläche entsprechend dem Höhensollwert, wobei der Höhensollwert zumindest von der mindestens einen meteorologischen Umgebungsbedingung der Offshore-Windkraftanlage abhängt. Insbesondere kann zumindest jede Offshore-Windkraftanlage 400.1 bis 400.4, bei der eine Veränderung des vertikalen Abstands bewirkt werden soll, durch das Höhensteuermodul 458 angesteuert werden.
Vorzugsweise kann das Höhensteuermodul 458 auf die beschriebene und in der Datenspeicheranordnung 364 gespeicherte Zuordnungstabelle zugreifen, um die zur Ansteuerung zu verwendenden Höhensollwerte zu bestimmen. Dann kann das Höhensteuermodul 458 ein Aussenden von entsprechenden Steuerbefehlen bewirken, enthaltend jeweils zumindest einen (zuvor beschriebenen) Höhensollwert. Über das Kommunikationsmodul 454 und das Kommunikationsnetz 456 können die Steuerbefehle an die jeweiligen Offshore-Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4 übertragen werden. Die jeweiligen Höhenverstelleinrichtungen können dann - in . zuvor beschriebener Weise - den vertikalen Abstand anpassen.
Insbesondere können je nach Windrichtung die einzelnen Höhen der Windkraftanlagen-Naben so eingestellt werden, dass der Ertrag maximiert wird. Wie bereits beschrieben wurde, sind denkbare Höheneinstellungen kontinuierliche oder diskrete, z.B. mittels zwei oder drei voreingestellte Höhen bzw. Abstände. Zusätzlich kann vorgesehen sein, dass bei zu starkem Wind und/oder zu starkem
Wellengang (vorgegeben durch z.B. eine dritte meteorologische
Umgebungsbedingung) sämtliche Offshore-Windkraftanlagen 400.1 bis 400.4 ihren vertikalen Abstand reduzieren, insbesondere minimieren, da die Nennleistung erreicht ist und/oder um Schäden zu vermeiden.

Claims

35
P a t e n t a n s p r ü c h e Schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400], umfassend: mindestens ein schwimmfähiges Fundament (104, 204, 304), umfassend mindestens einen Schwimmkörper (106, 206, 30), und mindestens eine Verankerungsanordnung (108), eingerichtet zum Befestigen der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) an einem Unterwasserboden (116, 216, 316) in einem Verankerungszustand der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400), dadurch gekennzeichnet, dass die Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) umfasst: mindestens eine Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312), eingerichtet zum Verändern des vertikalen Abstands (120, 220, 320) des schwimmfähigen Fundaments (104, 204, 304) zu einer Unterwasserbodenoberfläche (118, 218, 318) des Unterwasserbodens (116, 216, 316) und/oder zu einer Wasseroberfläche (114, 214, 314) während des Verankerungszustands, basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400). Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest eine erste meteorologische Umgebungsbedingung und eine zweite sich von der ersten Umgebungsbedingung unterscheidende meteorologische Umgebungsbedingung vorgegeben sind, wobei bei Detektion, dass die erste meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist, die Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312) eingerichtet ist zum Verändern des 36 vertikalen Abstands durch Einstellen eines ersten der ersten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten vertikalen Abstands, und wobei bei Detektion, dass die zweite meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist, die Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312) eingerichtet ist zum Verändern des vertikalen Abstands durch Einstellen eines zweiten der zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten vertikalen Abstands. Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter ausgewählt ist aus der Gruppe, umfassend:
Windrichtung,
Windstärke,
Wellenhöhe. Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312) mindestens einen mit einem
Ballastmedium (225) befüllbaren Ballasttank (226) umfasst, und die Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312) mindestens eine Ballastmediumförderanordnung (228) umfasst, eingerichtet zum Verändern des Füllstands (227) und/oder der Gesamtdichte des Ballasttanks (226). Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) nach Anspruch 4, ‘dadurch gekennzeichnet, dass die Ballastmediumförderanordnung (228) mindestens eine Pumpvorrichtung (230) umfasst, eingerichtet zum Verändern des Füllstands (227) des Ballasttanks (226) durch aktives Fördern des Ballastmediums (225) in de.n Ballasttank (226) hinein und/oder durch aktives Fördern des Ballastmediums (225) aus dem Ballasttank (226) heraus. Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312) mindestens eine mit dem schwimmfähigen Fundament (104, 204, 304) verbundene Gewichtsanordnung (312) umfasst, die zumindest zwischen einem auf der Unterwasserbodenoberfläche (118, 218, 318) abgesenkten Zustand und einem von der Unterwasserbodenoberfläche (118, 218, 318) abgehobenen Zustand veränderbar ist. Offshore- Windpark (450), umfassend: eine Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) nach einem der vorherigen Ansprüche, und mindestens eine Höhensteuervorrichtung (452), eingerichtet zum Ansteuern mindestens einer ersten Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312) einer Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) mit einem Höhensollwert zum Bewirken eines Veränderns eines vertikalen Abstands eines schwimmfähigen Fundaments (104, 204, 304) der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) zu einer Unterwasserbodenoberfläche (118, 218, 318) des Unterwasserbodens (116, 216, 316) und/oder zu einer Wasseroberfläche (114, 214, 314) entsprechend dem Höhensollwert, wobei der Höhensollwert zumindest von der mindestens einen meteorologischen Umgebungsbedingung der Offshore- Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) abhängt. Offshore-Windpark (450) nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass der Höhensollwert zusätzlich von der Position einer ersten Offshore- Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) in Relation zu mindestens einer weiteren Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) des Offshore-Windparks (450) abhängt.
9. Offshore-Windpark (450) nach Anspruch 6 oder 7, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest eine erste meteorologische Umgebungsbedingung und eine zweite sich von der ersten Umgebungsbedingung unterscheidende meteorologische Umgebungsbedingung vorgegeben ist, wobei die Höhensteuervorrichtung (452) eingerichtet ist zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) mit ersten Höhensollwerten entsprechend einer ersten vorgegebenen und der ersten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten Höheneinstellregel bei einer Detektion, dass die erste meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist, wobei die Höhensteuervorrichtung (452) eingerichtet ist zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) mit zweiten sich von den ersten Höhensöllwerten zumindest teilweise unterscheidenden Höhensollwerten entsprechend einer zweiten vorgegebenen und der zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung zugeordneten Höheneinstellregel bei einer Detektion, dass die zweite meteorologische Umgebungsbedingung durch den bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist.
10. Offshore- Windpark (450) nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest die erste der ersten Umgebungsbedingung zugeordnete Höheneinstellregel und die zweite der zweiten Umgebungsbedingung zugeordnete Höheneinstellregel in Form einer vorab bestimmten und in einer Datenspeicheranordnung (464) der Höhensteuervorrichtung (452) gespeicherten Zuordnungstabelle abgebildet ist.
11. Offshore-Windpark (450) nach einem der vorherigen Ansprüche 6 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass
• die Mehrzahl der Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) zumindest in eine erste Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) mit einem jeweils gleichen ersten Park-Positionsattribut und eine zweite 39
Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) mit einem jeweils gleichen zweiten Park-Positionsattribut einteilbar ist, und die Höhensteuervorrichtung (452) eingerichtet ist zum Ansteuern der ersten Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) mit Höhensollwerten, die sich von den Höhensollwerten unterscheiden, mit denen ein zweite Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) angesteuert wird. Offshore-Windpark (450) nach einem der vorherigen Ansprüche 6 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass der Offshore-Windpark (450) mindestens eine
Höhensollwertbestimmungseinrichtung (462) umfasst, eingerichtet zum
Bestimmen der Höhensollwerte zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) bei mindestens einer gemessenen oder prognostizierten meteorologischen Umgebungsbedingung, wobei die Höhensollwertbestimmungseinrichtung (462) eingerichtet ist zum Ausführen einer Mehrzahl von Simulationsschritten, basierend auf einem Simulationsmodell der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) des Offshore-Windparks (450), wobei in jedem Simulationsschritt für die Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) unterschiedliche Höhensollwerte eingestellt werden und die für die Höhensollwerte generierte elektrische Gesamtleistung bestimmt wird, und wobei als Höhensollwerte zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen (100, 200, 300, 400) bei der meteorologischen Umgebungsbedingung die Höhensollwerte bestimmt werden, bei denen die bestimmte generierte elektrische Gesamtleistung maximal ist. Verfahren zum Betreiben einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400), insbesondere einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) nach einem der Ansprüche 1 bis 6, umfassend 40
Verändern, durch mindestens eine Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 312) der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400), eines vertikalen Abstands (120, 220, 320) eines schwimmfähigen Fundaments (104, 204, 304) der schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) zu einer Unterwasserbodenoberfläche (118, 218, 318) des Unterwasserbodens (116, 216, 316) und/oder zu einer Wasseroberfläche (114, 214, 314) während des Verankerungszustands der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400), basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400). Schwimmfähiges Fundament (104, 204, 304) für mindestens eine schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400), insbesondere einer schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage (100, 200, 300, 400) nach einem der vorherigen Ansprüche 1 bis 6, umfassend: mindestens eine Höhenverstelleinrichtung (112, 212, 132), eingerichtet zum Verändern des vertikalen Abstands (120, 220, 320) des schwimmfähigen Fundaments (104, 204, 304) zu einer Unterwasserbodenoberfläche (118, 218, 318) des Unterwasserbodens (116, 216, 316) und/oder zu einer Wasseroberfläche (114, 214, 314) während eines Verankerungszustands des schwimmfähigen Fundaments (104, 204, 304), basierend auf mindestens einem bestimmten meteorologischen Umgebungsparameter der Offshore- Windkraftanlage (100, 200, 300, 400).
EP21759059.5A 2020-09-08 2021-08-10 Schwimmfähige offshore-windkraftanlage Pending EP4211032A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102020123375.2A DE102020123375A1 (de) 2020-09-08 2020-09-08 Schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage
PCT/EP2021/072219 WO2022053244A1 (de) 2020-09-08 2021-08-10 Schwimmfähige offshore-windkraftanlage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP4211032A1 true EP4211032A1 (de) 2023-07-19

Family

ID=77465974

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP21759059.5A Pending EP4211032A1 (de) 2020-09-08 2021-08-10 Schwimmfähige offshore-windkraftanlage

Country Status (7)

Country Link
US (1) US11772755B2 (de)
EP (1) EP4211032A1 (de)
JP (1) JP7500870B2 (de)
KR (1) KR102592240B1 (de)
AU (1) AU2021340834B2 (de)
DE (1) DE102020123375A1 (de)
WO (1) WO2022053244A1 (de)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7433859B2 (ja) * 2019-11-26 2024-02-20 三菱重工業株式会社 風力発電装置の支持構造及び風力発電装置

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20140044541A1 (en) * 2010-11-17 2014-02-13 Ideol Installation and method for exploiting wind energy
WO2019229476A1 (en) * 2018-05-31 2019-12-05 Marine Power Systems Limited Renewable energy conversion apparatus

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10219062A1 (de) * 2002-04-29 2003-11-13 Walter Schopf Offshore-Windenergieanlage
DE10306225A1 (de) 2003-02-13 2004-09-02 Kelemen, Peter, Dipl.-Ing. In einem Gewässer fixierte Anlage
DE102007043268A1 (de) * 2007-09-11 2009-03-12 Jähnig GmbH Felssicherung und Zaunbau Metallskelett zur Errichtung unterseeischer Fundamente
DE102009057794A1 (de) 2009-12-11 2011-06-16 Wilhelm Ebrecht Schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage und Verfahren zu deren Verankerung
US8192160B2 (en) * 2010-09-01 2012-06-05 General Electric Company Wind turbine having variable height and method for operating the same
EP2684792B1 (de) * 2011-03-07 2017-10-04 Japan Marine United Corporation Schwimmende struktur mit einem holm
DE102012007613A1 (de) 2012-04-16 2013-10-17 Walter Schopf Schwimmende Trägerbasis für Offshore-Windenergieanlagen
ES2555500B1 (es) * 2014-05-27 2016-12-13 Sea Wind Towers Sl Obra flotante y procedimiento de instalación de la misma
NO2776494T3 (de) 2014-07-01 2018-09-29
CN105240221B (zh) * 2014-07-08 2019-05-07 珠海卡洛斯工程咨询有限公司 半潜筏式随风转向水上风力发电设备
CN108454799B (zh) * 2018-01-23 2019-10-29 天津大学 一种海上风电浮式基础浮运施工方法
CN108407987B (zh) * 2018-01-23 2019-12-06 天津大学 一种水上张拉的海上风电浮式基础及其施工方法
KR102144423B1 (ko) * 2020-03-11 2020-08-12 (주)삼원밀레니어 반잠수식 풍력발전기 및 이의 설치 및 해체 방법
DE102020123374A1 (de) * 2020-09-08 2022-03-10 Rwe Renewables Gmbh Schwimmfähiges Offshore-Bauwerk

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20140044541A1 (en) * 2010-11-17 2014-02-13 Ideol Installation and method for exploiting wind energy
WO2019229476A1 (en) * 2018-05-31 2019-12-05 Marine Power Systems Limited Renewable energy conversion apparatus

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of WO2022053244A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
JP7500870B2 (ja) 2024-06-17
KR102592240B1 (ko) 2023-10-23
AU2021340834A1 (en) 2023-04-06
US20230219661A1 (en) 2023-07-13
US11772755B2 (en) 2023-10-03
KR20230057377A (ko) 2023-04-28
AU2021340834B2 (en) 2023-12-14
DE102020123375A1 (de) 2022-03-10
WO2022053244A1 (de) 2022-03-17
JP2023542637A (ja) 2023-10-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE10205988B4 (de) Windenergieanlage
EP1707808B1 (de) Füsse für eine Offshore-Windenergieanlage
DE102012213213B4 (de) Schwimmplattform für Windkraftturbinen
DE102006059233A1 (de) Verfahren zur wechselweisen Ein- und Ausspeicherung von Energie sowie Speichervorrichtung hierfür
WO2022053259A1 (de) Schwimmfähiges offshore-bauwerk
DE212023000121U1 (de) Verankerungssystem für schwimmende Plattformen und Offshore-Windkraftsystem
WO2020254514A1 (de) Verfahren zum durchführen einer energieertragsprognose und windpark
DE19846796A1 (de) Schwimmendes Windenergieanlagen-System
DE102016219413A1 (de) Elektrische Baueinheit für eine Windenergieanlage
WO2022053244A1 (de) Schwimmfähige offshore-windkraftanlage
WO2022248162A1 (de) Schwimmfähige offshore-windkraftanlage
DE10111280A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Erstellung einer Windkraftanlage
WO2021052888A1 (de) Verfahren zum installieren einer offshore-windenergievorrichtung
DE102019118997A1 (de) Schwimmfähige Tragstruktur für eine schwimmfähige Offshore-Windenergievorrichtung
EP1321669B1 (de) System zum Transport und zur Errichtung von Offshore-Windenergieanlagen
DE102020112997A1 (de) Gründung für ein Offshore-Bauwerk
WO2020048767A1 (de) Offshore-windparksystem mit netz
DE202015102425U1 (de) Drehbare Plattform-Vorrichtung für Offshore-Windkraftanlagen
DE102011120378A1 (de) Offshore-Windkraftanlage und Verfahren zum Aufbau und zur Aufstellung der Offshore-Windkraftanlage
DE102020100150A1 (de) Offshore-Windkraftanlage
DE102021118462A1 (de) Gründungstruktur eines Offshore-Bauwerks
WO2021094339A1 (de) Gründungsstruktur für eine offshore-vorrichtung
DE102011052700A1 (de) Verfahren zum Absetzen von Flach- oder Schwerkraftgründungen von Windenergie- oder Strömungsenergieanlagen auf dem Meeresboden und Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
DE102020100127A1 (de) Windkraftanlage, insbesondere Offshore-Windkraftanlage
DE102011013853A1 (de) Selbsterrichtende Offshore-Anordnung

Legal Events

Date Code Title Description
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: UNKNOWN

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE INTERNATIONAL PUBLICATION HAS BEEN MADE

PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: REQUEST FOR EXAMINATION WAS MADE

17P Request for examination filed

Effective date: 20230217

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

DAV Request for validation of the european patent (deleted)
DAX Request for extension of the european patent (deleted)
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: EXAMINATION IS IN PROGRESS

17Q First examination report despatched

Effective date: 20240404