WO2024121687A1 - Vaisseau flottant d'intervention destiné à s'arrimer temporairement sur une plateforme éolienne offshore, ensemble d'intervention et installation associés - Google Patents

Vaisseau flottant d'intervention destiné à s'arrimer temporairement sur une plateforme éolienne offshore, ensemble d'intervention et installation associés Download PDF

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WO2024121687A1
WO2024121687A1 PCT/IB2023/062079 IB2023062079W WO2024121687A1 WO 2024121687 A1 WO2024121687 A1 WO 2024121687A1 IB 2023062079 W IB2023062079 W IB 2023062079W WO 2024121687 A1 WO2024121687 A1 WO 2024121687A1
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vessel
intervention
float
offshore
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Cyrille Dechiron
Patrice Bastet
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Technip Energies France
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    • F05B2230/61—Assembly methods using auxiliary equipment for lifting or holding
    • F05B2230/6102—Assembly methods using auxiliary equipment for lifting or holding carried on a floating platform

Definitions

  • the present invention relates to a floating offshore intervention vessel, intended to temporarily dock on an offshore wind platform to carry out an installation and/or maintenance intervention on a wind turbine, the floating vessel comprising:
  • an intervention assembly on the wind turbine carried by the float, the intervention assembly comprising at least one lifting device configured to lift wind turbine equipment.
  • Such a vessel is intended to carry out assembly, dismantling and/or maintenance operations on offshore wind turbines which are mounted on floating platforms.
  • Such an intervention vessel is particularly suitable for carrying out installation and/or maintenance operations in offshore wind farms located in waters with a depth greater than 60 m.
  • the installation and maintenance of wind turbines can be carried out using an offshore platform, such as a fixed base platform disclosed in document EP 2 275 340.
  • a platform is particularly suitable for shallow waters. deep where the wind turbines are fixed in the bottom of the body of water using a mast support permanently mounted in the bottom of the body of water.
  • the wind turbine mast is carried by a floating base which is anchored by anchor lines at the bottom of the body of water.
  • An example of a floating wind platform comprises a floating base comprising several floating columns interconnected by pontoons and/or trellises.
  • the mast extends for example from the top of one of the columns.
  • Floating wind platforms create more difficult operating and maintenance conditions (“Operation and Maintenance” or “O&M”) for wind turbines, which requires new operating and maintenance strategies and technologies.
  • O&M Operating and Maintenance
  • Offshore wind turbines may require repeated heavy maintenance operations, given the long expected lifespans (more than 25 years).
  • Semi-submersible assembly and maintenance units also exist. These units can be moored to the floating wind platform or placed in dynamic positioning relative to it (“Dynamic Positioning”). However, these units have their own roll, pitch, yaw, and heave motion, which also makes lifting operations difficult.
  • An aim of the invention is therefore to provide an offshore intervention vessel, suitable for interventions on offshore wind turbines requiring high positioning precision, the intervention vessel being simple and inexpensive to operate.
  • the subject of the invention is an intervention vessel of the aforementioned type, characterized in that the float comprises a floating body and a hooking sole projecting relative to the floating body along an axis of hooked onto a lower surface of the offshore wind platform, the floating body defining a ballast receiving volume, the floating vessel comprising a ballast controller configured to control the amount of ballast received into the ballast receiving volume in order to move upwards an upper contact surface of the sole to place it in contact with a lower surface of the offshore wind platform, the float being monocoque.
  • the intervention vessel according to the invention may comprise one or more of the following characteristics, taken in isolation or in any technically possible combination:
  • the upper contact surface of the sole is provided with an anchoring assembly, configured to eliminate the relative movement between the upper contact surface of the sole and the lower surface of the offshore wind platform, the assembly anchor comprising in particular at least one suction anchor pad, and/or a magnetic anchor pad and/or a friction anchor pad;
  • the float has at least one docking fender located above the sole, the docking fender optionally projecting relative to the floating body along the attachment axis;
  • the float has an L-shaped section, taken in a vertical plane containing the attachment axis, or the float has a C-shaped section, taken in a vertical plane containing the attachment axis , the berthing defense and the sole defining between them an intermediate space for receiving a structure of the offshore wind platform;
  • the lifting device comprises at least one lifting and/or handling unit chosen from an intervention crane, a forklift, a wind turbine blade gripper, and/or a movement compensation device;
  • the lifting device comprises a fixed mast formed from a latticework of beams assembled together, the mast projecting vertically above the floating body;
  • the mast has a height greater than the height of the float, the mast advantageously having a center of gravity located at a height less than half the height of the mast;
  • the lifting device comprises a telescopic mast, deployable between a retracted configuration in which its free end is arranged in the vicinity of the float, and a configuration deployed upwards;
  • the axis of the telescopic mast is tiltable between a vertical configuration, a first configuration inclined by a non-zero angle relative to the vertical in a first direction and a second configuration inclined by a non-zero angle relative to the vertical in a second direction opposite to the first direction;
  • the float comprises at least one propeller propeller arranged under the floating body and/or under the sole; [0031] - each horizontal section of the floating body has a maximum axial dimension, taken along the attachment axis, less than 0.75 times the maximum transverse dimension of the horizontal section, preferably less than 0.50 times the dimension maximum transverse dimension of the horizontal surface, the maximum transverse dimension being taken perpendicular to the hanging axis.
  • the invention also relates to an offshore intervention assembly, comprising a vessel having a hull defining at least one storage space for wind turbine equipment, and a floating vessel as defined above,
  • the floating vessel being movable relative to the vessel between a transport position of the floating vessel towards the offshore wind platform, in which the sole of the float is kept fixed against a lower surface of the hull and an intervention position, in which the floating vessel is placed away from the vessel to operate on an offshore wind platform.
  • the ship comprises at least one wind turbine equipment storage rack, and optionally at least one handling assembly presenting a movable handling member between a wind turbine equipment gripping position in the wind turbine equipment rack. storage and an intervention position outside the hull.
  • the invention also relates to an offshore installation, comprising an offshore intervention assembly as defined above, and an offshore wind platform, the floating vessel being mobile across the body of water from its position of transport to an intervention position in which the sole is applied under a lower surface of the offshore wind platform, the maximum axial dimension of each horizontal section of the floating body, taken along the attachment axis, being less than 90 % of the maximum dimension of the offshore wind platform, taken parallel to the same attachment axis.
  • the installation according to the invention may include the following characteristic:
  • the offshore wind platform comprises a floating foundation having at least three floating columns and lower pontoons, connecting the at least three floating columns in pairs, the lower pontoons defining at least part of the lower surface of the wind platform floating, the upper contact surface of the sole being engaged under the lower surface of a lower pontoon between two adjacent floating columns, the maximum transverse dimension of each horizontal section of the floating body being less than the distance horizontally separating the two adjacent floating columns or comprises a floating foundation formed of a barge with or without a central hole.
  • FIG.l is a front view of a floating wind turbine platform on which an intervention must be carried out using the intervention assembly according to the invention
  • FIG.2 is a top view of the floating wind platform and the intervention assembly positioned in the vicinity of the floating wind platform;
  • FIG.3 is a (a) side (b) front view of a floating intervention vessel of the intervention assembly according to the invention
  • FIG.4 is a three-quarter front perspective view of a mounting sole of the floating vessel of [Fig.3] on the floating wind platform, the sole being fitted with attachment pads;
  • FIG.5 is a view of a floating vessel equipped with a fixed mast secured on the offshore wind platform, during an intervention on a wind turbine blade;
  • FIG.6 is a view similar to [Fig.5], during an intervention on the nacelle of the wind turbine;
  • FIG.7 is a view similar to [Fig.5], the floating vessel being fitted with a telescopic mast;
  • FIG. 8 to 10 are side views successively showing the approach and mooring of the vessel floating on the offshore wind platform;
  • FIG.11 is a top view similar to [Fig.2], illustrating the transfer of a blade from the floating vessel to the transport vessel.
  • a first floating offshore intervention assembly 10 according to the invention is shown in particular in Figures 2 to 6 and 8 to l.
  • the intervention assembly 10 floats on a body of water 12. It is intended to carry out an installation and/or maintenance intervention on at least one floating offshore wind platform 14 shown in [Fig.l ].
  • the offshore wind platform 14 is for example located in an offshore wind farm on the surface of the body of water 12.
  • the body of water 12 near the offshore wind platform 14 has a depth greater than 50 meters, and generally between 60 m and 1000 m.
  • the body of water 12 is for example an ocean, a sea, a lake, and/or a river.
  • the wind platform 14 comprises a floating foundation
  • an anchoring assembly 17 anchoring the floating foundation 16 to the bottom 18 of the body of water 12 and a wind turbine 20 carried by the floating foundation 16.
  • the floating foundation 16 is a semi-submersible platform. In this example it includes at least three floating columns 22, structural elements 24 connecting the floating columns 22, and possibly a bridge (not shown). Alternatively, as indicated above, the floating foundation 16 is formed of a prismatic barge, with or without a central hole
  • the structural elements 24 here comprise lower pontoons 26A, connecting each pair of adjacent floating columns 22 to the bottom of the floating columns 22, upper pontoons 26B connecting each pair of adjacent floating columns 22 at the top of the floating columns 22.
  • lower and/or upper pontoons connect each column radially to a central point of the foundation 16 and/or to a central floating column.
  • the floating columns 22 extend vertically. They internally have a buoyancy volume at least partially filled with gas, providing buoyancy to the floating foundation 16. The buoyancy is adapted such that the floating foundation 16 is partially immersed in the body of water 12.
  • the anchoring assembly 17 comprises a plurality of anchoring lines 30 connecting each column 22 to the bottom 18 of the body of water 12.
  • each floating column 22 is connected to at least one anchor line 30, preferably between two and four anchor lines 30.
  • the wind platform 14 is thus maintained in a horizontal position in the body of water 12.
  • the wind turbine 20 conventionally comprises a mast 32, a nacelle 34 rotatably mounted at the top of the mast 32, and a rotor 36, rotatably mounted relative to the nacelle 34 preferably around a horizontal axis.
  • the rotor 36 comprises a central hub 38 and blades 40 projecting radially from the central hub 38, the blades 40 being fixed in a removable manner on the hub 38.
  • the mast 32 is fixed in this example to the top of a floating column 22, coaxially to the axis of one of the floating columns 22.
  • the mast 32 is fixed non-coaxially to a floating column 22 .
  • the floating columns 22 and advantageously the lower pontoons 26A define a lower surface 42 of the wind platform 14.
  • the lower surface 42 has at least one flat region intended for mooring the floating vessel 50 of the intervention assembly. 10, as we will see below.
  • the intervention assembly 10 is configured to be moved to the surface of the body of water 12 to come close to the offshore wind platform 14 and carry out an intervention.
  • the intervention is for example an installation of wind turbine equipment, maintenance of the wind turbine equipment and/or dismantling of the equipment wind turbine.
  • the wind turbine equipment is a blade 40
  • the intervention is the installation of a blade 40, maintenance on a blade 40, or a replacement of a blade 40.
  • the intervention assembly 10 comprises a floating intervention vessel 50, and a transport vessel, 52, intended for transporting the floating vessel 50 and wind turbine equipment for their assembly or replacement on the wind turbine 20 of the offshore wind platform 14.
  • the transport vessel 52 comprises a hull 54, defining a hold 56 and a deck 58. It comprises at least one rack 60 for storing wind turbine equipment, and a handling assembly 62.
  • the support rack 60 is for example arranged on the deck 58 and/or in the hold 56. It carries wind turbine equipment, for example blades 40, or mechanical or electrical equipment of the nacelle 34.
  • the hull 54 has a side wall 64 also designated by the term “planking” and a bottom 66 also designated by the term “keel” defining a lower surface 68 on which the floating vessel 50 is intended to hang, the floating vessel 50 then resting on the side wall 64, as will be seen below.
  • the handling assembly 62 includes for example a crane and/or a lifting arm. It comprises at least one handling member 63, capable of grabbing equipment on the rack 60, and moving it beyond the hull 54 to bring it onto the floating vessel 50, when the latter is detached from the hull 54, as illustrated in [Fig.ll],
  • the handling assembly 62 is of standard capacity in the offshore field. It has a lifting capacity, for example, of less than 1500 tonnes. Its reachable height is generally less than 40 meters. Thus, the vessel 52 is of standard size, and is therefore easily available.
  • the floating vessel 50 comprises a monocoque float 80, defining an interior volume 81 for receiving ballast, a ballast controller 82, configured to control the volume of ballast received in the volume ballast reception interior 81.
  • the interior volume 81 is advantageously compartmentalized to ensure stability in the event of accidental flooding.
  • the floating vessel 50 further comprises an intervention assembly 84, mounted on the float 80, the intervention assembly 84 projecting upwards from an upper surface of the float 80.
  • a monohull float is composed of a single floating hull, with or without a keel, as opposed to a multihull, such as a catamaran, an outrigger canoe, a trimaran or a quadrimaran.
  • a monohull float in particular has no above-water or aerial superstructure connecting several independent hulls together.
  • the monocoque float 80 comprises a floating body 86 and a sole 88 for non-permanent attachment to the offshore wind platform 14 and/or to the ship 52 projecting relative to the floating body 86 along a horizontal axis A- A' of attachment.
  • the float 80 advantageously comprises a docking defense 90 and at least one thruster 92.
  • each horizontal section of the floating body 86 in particular the horizontal section of the floating body 86 which has a maximum area, has a maximum axial dimension DA along the attachment axis A-A' less than 0.75 times the maximum transverse dimension DT of the floating body 86, taken perpendicular to the attachment axis A-A'.
  • the maximum axial dimension DA is less than 0.50 times its maximum transverse dimension DT, preferably less than 0.40 times its maximum transverse dimension DT.
  • the floating body 86 also advantageously has a height HF greater than its other dimensions, in particular its maximum axial dimension DA and its maximum transverse dimension DT.
  • the height HF of the floating body 86 is preferably greater than 2.0 times the maximum axial dimension DA, in particular 3.0 times the maximum axial dimension DA.
  • the height of the float 80 is also advantageously greater than 1.2 times the maximum transverse dimension DT.
  • the maximum axial dimension DA of the floating body 86 is less than 0.75 times, in particular 0.50 times and advantageously 0.20 times the maximum axial dimension DP of the floating wind platform 14 (visible on the [ Fig.11]), taken parallel to the attachment axis A-A'.
  • the maximum transverse dimension DT is preferably less than the distance DF horizontally separating the floating columns 22 (visible in [Fig.5]).
  • the floating body 86 of the monocoque float 80 defines a central through orifice, opening out parallel to the attachment axis A-A'. It thus has a lower region of continuous flotation, two uprights projecting from either side of the lower region of flotation and an upper region defining the upper surface of the float 80.
  • the sole 88 projects along the attachment axis A-A' from the floating body 86, preferably from the lower end of the floating body 86.
  • the maximum axial dimension DAS of the sole 88, taken along the attachment axis A-A' from the floating body 86, is preferably greater than 0.5 times the maximum axial dimension DA of the floating body 86, in particular greater than 0.8 times the maximum axial dimension DA of the floating body 86.
  • the sole 88 defines an upper contact surface 94 with the lower surface 42 of the offshore wind platform, and/or with the lower surface 68 of the hull 54.
  • the area of the contact surface 94 is for example greater than at least 50% of the area of the horizontal section of the floating body 86 having a maximum area.
  • the maximum axial dimension DAS of the sole 88 is greater than 50% of the width of the lower surface 42 of the pontoon 26A on which the sole 88 is applied, taken along the hooking axis A-A'.
  • the contact surface 94 is preferably equipped with at least one anchoring element 95 allowing attachment to the lower surface 42, 68.
  • the anchoring assembly 95 comprises for example at least one anchoring pad on the lower surface 42, 68, preferably a plurality of anchoring pads.
  • the or each anchoring pad is in particular an anchoring pad by suction of the volume of fluid placed between the contact surface 94 and the lower surface 42, 68.
  • the suction anchoring pad then comprises a peripheral seal carried by the contact surface 94 and intended to apply in a sealed manner on the lower surface 42, 68.
  • the volume of fluid present inside the peripheral seal between the contact surface 94 and the lower surface 42, 68 is then intended to be sucked in to activate the anchoring, which results in particular from the surrounding water pressure applying a connection effort.
  • At least one anchoring pad is a friction anchoring pad and/or a magnetic anchoring pad.
  • the sole 88 is fixed relative to the floating body 86 and permanently projects from the floating body 86.
  • the sole 88 is retractable from a configuration deployed relative to the floating body 86 towards a retracted position in the floating body 86.
  • the or each docking fender 90 projects from the floating body 86 along the attachment axis A-A' above and below the vertical distance of the sole 88. It extends here from the upper end of the floating body 86.
  • the or each docking fender 90 is flush with the body floating 86.
  • the docking fender 90 comprises for example an elastomer block capable of coming into contact with the upper pontoon 26B.
  • the sole 88 and the docking fender 90 thus delimit between them an intermediate space 96 capable of allowing the insertion of a lower pontoon 26A of the platform 14.
  • other elastomer blocks are present in this intermediate space to cushion the docking of the lower pontoon 26A.
  • the float 80 advantageously presents, in side view, a C-shaped profile.
  • the float 80 is also provided with a mooring assembly (not shown) comprising at least one mooring line configured to deploy towards the offshore wind platform 14 or towards the transport vessel 52 and ensure a robust attachment to the offshore wind platform 14. This reinforces and secures in particular the connection above water, in the upper part of the platform 14.
  • Each thruster 92 is mounted under the floating body 86 and/or under the sole 88. It comprises for example at least one rotary propeller mounted in a tubular casing.
  • Each thruster 92 is preferably rotatably mounted around a vertical axis, for example with an angular movement of 360°.
  • the thruster(s) 92 are configured to move the vessel 50 horizontally in the body of water 12, in particular between a transport position stowed on the vessel 52, shown in [Fig.2], and the position of intervention, in which the floating vessel is stowed under the offshore wind platform 14, as shown in [Fig.11].
  • the ballast receiving volume 81 is for example delimited in the floating body 86 and/or in the gripping sole 88. It is advantageously supplemented by a fixed ballast volume, preferably located at the level of the keel. to improve stability in autonomous navigation between the transport vessel 52 and the floating platform 14.
  • the ballast receiving volume 81 is filled at least partially with a gas such as air.
  • the ballast here is made up of water coming from body of water 12.
  • the ballast controller 82 comprises at least one pump configured to pump ballast inside the ballast receiving volume 81 and thus reduce the buoyancy of the floating vessel 50, or to pump ballast present in the receiving volume ballast 81 towards the outside and thus increase the buoyancy of the floating vessel 50.
  • the ballast controller 82 is configured to stabilize the float 80 and control the draft of the float 80 between a lower configuration, in which the sole 88 is able to pass under the lower surface 42, 68, and an upper configuration, in which the contact surface 94 of the gripping sole 88 is able to apply under the lower surface 42, 68, advantageously exerting a force directed upwards on the lower surface 42, 68.
  • the intervention assembly 84 comprises a lifting device 100 for wind turbine equipment carried by the float 80 and, possibly, a storage 102 for wind turbine equipment present on the float 80.
  • the lifting device 100 comprises a fixed mast 104, and at least one lifting and/or handling unit 106 carried by the mast 104.
  • the mat 104 is here formed of a latticework of beams 108.
  • the thickness of the beams 108 forming the mat 104 decreases from bottom to top along the mat 104.
  • the center of gravity of the mast 104 is lowered at least by half the height of mast 104, for example four tenths of the height of mast 104.
  • the lifting and/or handling unit(s) 106 comprise for example a forklift 110, movably mounted along the mast 104, and/or an intervention crane 112 movably mounted along the mast 104, preferably in the forklift 110.
  • the forklift 110 is for example movable between a lower position located opposite the storage 102, and an upper position for intervention on the wind turbine 20 as visible in [Fig.3].
  • the intervention crane 112 can be maneuvered from the mast 104, for example to intervene at the level of the nacelle 34.
  • the forklift 110 ensures vertical movement. It is preferably equipped with a blade gripper 111.
  • the forklift 110 and/or the intervention crane 112 are provided with a three-dimensional movement compensation table 113 to compensate for any excursions between the forklift 110 and the wind turbine 20, particularly in translation. in a horizontal plane, and preferably along six axes. Vertical compensation can advantageously be carried out by the forklift 110.
  • the equipment intended for the wind turbine 20 is loaded into the ship 52, for example being placed in the racks 60 present in the hold 56 or on the deck 58.
  • the intervention vessel 50 is then fixed to the hull 54 of the vessel 52.
  • the ballast controller 82 is activated to introduce ballast into the ballast receiving volume 81 and pass the contact surface 94 at a height less than the height of the lower surface 68 of the ship 52.
  • the thruster 92 is then activated to move the sole 88 and make it pass under the lower surface 68 of the hull 54. Then, the ballast controller 82 is controlled to extract ballast from the ballast receiving volume 81.
  • the contact surface 94 rises and applies to the lower surface 68. It exerts a force directed upwards on the lower surface 68.
  • the anchoring assembly 95 of the contact surface 94 on the lower surface 68 is activated, for example by producing suction between these surfaces at the level of the anchoring pads 95, or by activating the pads by friction or the magnetic pads.
  • the docking fender 90 is applied laterally on the side wall 64 of the hull 54.
  • the mooring assembly is then put in place to finalize the maintenance in position of the floating vessel 50 on the hull 54 of the vessel .
  • the floating vessel 50 having a float 80 having a maximum axial dimension and a transverse dimension as specified above, the float 80 has a small footprint in the body of water 12 relative to the vessel 52, so that it easily attaches to the hull 54 of the ship 52 allowing its easy transport to the vicinity of the offshore wind platform 14, even over long distances.
  • the ballast controller 82 is again controlled to introduce ballast into the ballast receiving volume 81.
  • the thrusters 92 are then activated to move the floating vessel 50 towards the offshore wind platform 14.
  • the thrusters 92 are further activated to orient the sole 88 with its attachment axis A-A' perpendicular to the axis d a lower pontoon 26A, as illustrated by [Eig.8].
  • the ballast is adjusted using the ballast controller 82 so that the contact surface 94 of the sole 88 is located at a height lower than the height of the lower surface 42 of the floating wind platform 14 , in particular at a height lower than that of the lower surface of the pontoon 26A.
  • the sole 88 then passes below the lower pontoon 26A until the docking fenders 90 come into contact with the upper pontoon 26B.
  • the lower pontoon 26A is housed in the intermediate space 96 between the contact surface 94 of the sole 88 and the docking fender 90.
  • the float 80 is positioned opposite the pontoons 26A, 26B, between the columns 22.
  • the ballast controller 82 is reactivated to extract ballast from the ballast receiving volume 81. As illustrated by [Fig.10], this causes the rise of the contact surface 94 which applies under the lower surface 42 and exerts as before a force directed upwards on this surface 42. This force is generally greater than at least 80%, preferably greater than the weight of the wind turbine equipment intended to be lifted, in particular at weight of the wind turbine blade 40.
  • the anchoring assembly 95 is then activated as described previously. This being done, the mooring assembly is connected to the offshore wind platform 14, advantageously at the level of the upper pontoon 26B.
  • the floating vessel 10 is thus secured to the floating foundation 16 of the offshore wind platform 14.
  • the float 80 is integral with the movement of the floating foundation 16 and moves jointly with it, without heaving or takeoff.
  • the lifting device 100 then projects relative to the float 80 directly opposite the mast 32 of the wind turbine 20.
  • the forklift 110 is then placed in an upper position visible in [Fig.5] to grasp the blade 40. It is possibly moved angularly to orient itself in the axis of the blade 40 and transversely to approach the bolting plate of the blade 40 on the rotor hub.
  • the carriage 110 is placed at the center of gravity of the blade 40.
  • the nacelle 34 is oriented in azimuth to present the blade 40 in the same alignment as the gripper of the carriage 110.
  • the blade 40 is then separated from the central hub 38, to rest on the forklift 110 which has lowered into its lower position.
  • the ship 52 then approaches the floating vessel 50 and the handling assembly 62 of the ship 52 is controlled to grasp the blade 40 which has been removed from the wind turbine 20 and place it in a rack 60 located in hold 56 or on deck 58.
  • a replacement blade 40 is then grasped by the handling assembly 62, then is loaded onto the forklift 110 in its lower position. The forklift 110 is then raised to the height of the central hub 38 of the wind turbine 20, to allow the replacement blade 40 to be reassembled.
  • the intervention crane 112 is activated to be moved vertically (for example on the forklift 110 to replace the gripper 111) and placed opposite the nacelle 34 and work on other equipment in the nacelle.
  • the float 80 is hung on a lower pontoon 26A between two floating columns 22, and its maximum transverse dimension DT is less than the distance DF horizontally separating the floating columns 22 (see [ Fig.5]). As indicated above, this limits the risk of interference with the anchor lines 30.
  • the lifting device 100 placed in the appropriate position relative to the wind turbine 20, while maintaining very effective attachment of the float 80 to the floating foundation 16 of the wind turbine 20. Fa adequate position is as close as possible to the mast 32 in the case of using the intervention crane 112.
  • the appropriate position is at the distance from the mast 32 adapted so that the mast 104 is aligned with the position of the center of gravity of the blade 40.
  • This lifting device 100 is directly secured to the offshore wind platform 14 using the floating vessel 50, as if it were mounted directly on the offshore wind platform 14, taking into account the low relative excursions between the wind platform offshore 14 and the floating vessel 50.
  • Ee floating vessel 50 therefore makes it possible to simply bring onto the offshore wind platform 14 a high-capacity lifting device 100, while retaining the advantage of remaining integral in movement with the offshore wind platform 14, and in particular with the wind turbine 20.
  • the floating vessel 50 can move autonomously from the vessel 52 which transports it in the vicinity of the platform 14 towards the offshore wind platform 14 thanks to its thrusters 92.
  • the floating vessel 50 although having a float 80 of reduced dimensions, and therefore little inertia, benefits from the intrinsic stability of the floating foundation 16 of the offshore wind platform 14.
  • the latter being dimensioned to withstand severe storms, this guarantees the stability of the floating wind platform 14, even when the floating vessel 50 is docked to it.
  • the transport of the floating vessel 50 can be carried out with a simple vessel 52 commonly used, with a relatively quick transport time.
  • the dimensions of the float 80 avoid having to modify the design of the mast 32 of the wind turbine 20, since the floating vessel 50 can be docked on the floating foundation 16 at a position suitable for the intervention.
  • the securing of the float 80 on the floating foundation 16 is also very simple, particularly when the latter comprises pontoons 26A, 26B, the C shape of the float 80 in side view making it possible to accommodate the lower pontoons 26A , once the docking defense 90 applied to the upper pontoon 26B.
  • the lifting device 100 does not include a fixed mat 104. It comprises a telescopic mast 104 deployable between a retracted position, in which the free end of the mast 104 is in the vicinity of an upper end of the float 80, and a deployed position projecting upwards relative to the upper end of float 80.
  • the telescopic mast 104 is provided at its free end with one or more lifting and/or handling units 106, for example with a gripper 111 or an intervention crane 112 and advantageously, with a device 113 motion compensation.
  • the telescopic mat 104 is deployed vertically so that the gripper 111 in the deployed position receives the blade 40 .
  • the mast 104 is inclined relative to the vertical, for example by an angle between 1° and 15°, moving away from the mast 32 of the wind turbine 20. This moves the gripper 111 away from the mast 32 so that it is naturally placed near the center of gravity of the blade 40.
  • the vertical position is not used when lifting the masses because the inclination allows the mechanical clearances of the telescopic mast 104 to be taken up and stabilizes the vertex position.
  • the telescopic mast 104 is inclined relative to the vertical for example by an angle between 1° and 15° to allow the intervention crane 112 to get closer to the nacelle 34.
  • the initial adjustment of the angle of the telescopic mast 104, then the deployment of the telescopic length alternately allows the top of the mast 104 to be moved away from the mast 32 of the wind turbine 20 in order to be at the center of gravity of the blade 40, or on the contrary, to bring the top of the mast 104 closer to the mast 32 of the wind turbine 32, to be as close as possible to the nacelle 34 to carry out the lifting of its components.
  • a telescopic mast 104 lowers the center of gravity of the floating vessel 50 when the telescopic mast 104 occupies its retracted position. This is useful in particular during the transport of the floating vessel 50 on the ship 52, and during its autonomous movement across the body of water 12 from the hull 54 of the ship 52 towards the offshore wind platform 14.

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Abstract

Vaisseau flottant d'intervention destiné à s'arrimer temporairement sur une plateforme éolienne offshore, ensemble d'intervention et installation associés Le vaisseau comporte un flotteur (80) et un ensemble d'intervention sur l'éolienne, porté par le flotteur (80) Le flotteur (80) comprend un corps flottant (86) et une semelle d'accrochage (88) faisant saillie par rapport au corps flottant (86) suivant un axe d'accrochage (A-A') sur une surface inférieure de la plateforme éolienne offshore. Le corps flottant (86) définit un volume de réception de ballast, le vaisseau comprenant un contrôleur de ballast configuré pour commander la quantité de ballast reçue dans le volume de réception de ballast afin déplacer vers le haut une surface supérieure de contact (94) de la semelle (88) pour la placer en contact avec une surface inférieure de la plateforme éolienne offshore, le flotteur (80) étant monocoque.

Description

Description
Titre de l'invention : Vaisseau flottant d’intervention destiné à s’arrimer temporairement sur une plateforme éolienne offshore, ensemble d’intervention et installation associés
[0001] La présente invention concerne un vaisseau flottant d’intervention offshore, destiné à s’arrimer temporairement sur une plateforme éolienne offshore pour effectuer une intervention d’installation et/ou de maintenance sur une éolienne, le vaisseau flottant comprenant :
[0002] - un flotteur, destiné à être au moins en partie immergé dans une étendue d’eau;
[0003] - un ensemble d’intervention sur l’éolienne, porté par le flotteur, l’ensemble d’intervention comprenant au moins un dispositif de levage configuré pour soulever un équipement d’éolienne.
[0004] Un tel vaisseau est destiné à effectuer des interventions de montage, de démontage et/ou de maintenance sur des éoliennes en mer qui sont montées sur des plateformes flottantes.
[0005] Un tel vaisseau d'intervention est notamment adapté pour réaliser des opérations d'installation et/ou de maintenance dans des parcs éoliens offshore situés dans des eaux d'une profondeur supérieure à 60 m.
[0006] L'installation et la maintenance des éoliennes peuvent être effectuées à l'aide d'une plateforme offshore, telle qu'une plateforme à base fixe divulguée dans le document EP 2 275 340. Une telle plateforme est particulièrement adaptée aux eaux peu profondes où les éoliennes sont fixées dans le fond de l’étendue d’eau à l’aide d’un support de mat monté à demeure dans le fond de l’étendue d’eau.
[0007] Cependant, la grande majorité des ressources éoliennes en mer se trouvent dans des eaux d'une profondeur supérieure à 60 m, où la fixation de fond conventionnelle n'est pas économiquement ou pratiquement réalisable. Pour exploiter ce potentiel, des plateformes éoliennes flottantes sont utilisées.
[0008] Dans de telles plateformes, le mât de l'éolienne est porté par une base flottante qui est ancrée par des lignes d'ancrage au fond de l’étendue d'eau.
[0009] Un exemple de plateforme éolienne flottante comporte une base flottante comprenant plusieurs colonnes flottantes reliées entre elles par des pontons et/ou des treillis. Le mât s'étend par exemple à partir du sommet de l'une des colonnes.
[0010] Les plateformes éoliennes flottantes créent des conditions d'exploitation et de maintenance (« Operation and Maintenance » ou « O&M ») plus difficiles pour les éoliennes, ce qui nécessite de nouvelles stratégies et technologies d'exploitation et de maintenance. [0011] Ceci est d’autant plus le cas que les plateformes éoliennes flottantes voient leur puissance installée augmenter d’année en année, avec des puissances installées de 8 MW, 12 MW, 15 MW voire désormais 20 MW. Ceci augmente la hauteur des mats (plus de 100 m) et la longueur des pales (plus de 80 m).
[0012] Les éoliennes en mer peuvent nécessiter des opérations répétées de maintenance lourdes, compte tenu des longues durées de vie envisagées (plus de 25 ans).
[0013] Lorsque ces éoliennes sont portées par des bases flottantes, les opérations de maintenance peuvent nécessiter la déconnexion de l’amarrage de la plateforme et le remorquage dans un port pour la maintenance avec de hautes grues portuaires. Ces opérations sont longues et très coûteuses, provoquant un arrêt significatif de la production.
[0014] Des solutions de levage en mer, en profondeur significative (par exemple de 60 m à 120 m) existent mais ne donnent pas entière satisfaction.
[0015] Par exemple, des plateformes de maintenance à jambages déployables (« Jack-Up »), peuvent être utilisées. Cependant, ces plateformes à jambages étant fixes par rapport aux fonds marins, alors que l’éolienne est disposée sur une base flottante, les opérations de levage sont très complexes à mettre en œuvre, compte tenu de l’excursion relative entre la plateforme à jambage et la base flottante due aux mouvements de l’étendue d’eau.
[0016] Des unités semi- submersibles de montage et de maintenance existent aussi. Ces unités peuvent être amarrées à la plateforme éolienne flottante ou placées en positionnement dynamique par rapport à elle (« Dynamic Positioning »). Toutefois, ces unités disposent de leur propre mouvement de roulis, tangage, lacet, et pilonnement, ce qui rend également difficile les opérations de levage
[0017] Encore une autre solution est de déposer une grue sur la base flottante de l’éolienne. La grue se déplace conjointement avec la base flottante, ce qui simplifie considérablement les opérations de levage. Cependant, compte tenu de la taille requise de la grue, son transbordement, son montage sur la base flottante et son démontage sont des opérations lourdes nécessitant des navires spécialisés, peu disponibles et coûteux.
[0018] Un but de l’invention est donc de fournir un vaisseau d’intervention offshore, adapté pour des interventions sur des éoliennes en mer requérant une précision de positionnement élevée, le vaisseau d’intervention étant simple et peu coûteux à opérer.
[0019] À cet effet, l’invention a pour objet un vaisseau d’intervention du type précité, caractérisé en ce que le flotteur comprend un corps flottant et une semelle d’accrochage faisant saillie par rapport au corps flottant suivant un axe d’accrochage sur une surface inférieure de la plateforme éolienne offshore, le corps flottant définissant un volume de réception de ballast, le vaisseau flottant comprenant un contrôleur de ballast configuré pour commander la quantité de ballast reçue dans le volume de réception de ballast afin déplacer vers le haut une surface supérieure de contact de la semelle pour la placer en contact avec une surface inférieure de la plateforme éolienne offshore, le flotteur étant monocoque.
[0020] Le vaisseau d’intervention selon l’invention peut comprendre l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute combinaison techniquement possible :
[0021] - la surface supérieure de contact de la semelle est munie d’un ensemble d’ancrage, configuré pour supprimer le mouvement relatif entre la surface supérieure de contact de la semelle et la surface inférieure de la plateforme éolienne offshore, l’ensemble d’ancrage comprenant en particulier au moins un patin d’ancrage par aspiration, et/ou un patin d’ancrage magnétique et/ou un patin d’ancrage par friction ;
[0022] - le flotteur présente au moins une défense d’accostage située au-dessus de la semelle, la défense d’accostage faisant optionnellement saillie par rapport au corps flottant suivant l’axe d’accrochage ;
[0023] - le flotteur présente une section en forme de L, prise dans un plan vertical contenant l’axe d’accrochage, ou le flotteur présente une section en forme de C, prise dans un plan vertical contenant l’axe d’accrochage, la défense d’accostage et la semelle définissant entre elles un espace intermédiaire de réception d’une structure de la plateforme éolienne offshore ;
[0024] - le dispositif de levage comporte au moins une unité de levage ou/et de manutention choisie parmi une grue d’intervention, un chariot élévateur, un préhenseur de pale d’éolienne, ou/et un dispositif de compensation de mouvement ;
[0025] - le dispositif de levage comporte un mat fixe formé d’un treillis de poutres assemblées entre elles, le mat faisant saillie verticalement au-dessus du corps flottant ;
[0026] le mat présente une hauteur supérieure à la hauteur du flotteur, le mat présentant avantageusement un centre de gravité situé à une hauteur inférieure à moins de la moitié de la hauteur du mat ;
[0027] - les dimensions transversales et/ou les épaisseurs des poutres du treillis diminuent de bas en haut le long du mat ;
[0028] - le dispositif de levage comporte un mat télescopique, déployable entre une configuration rétractée dans lequel son extrémité libre est disposée au voisinage du flotteur, et une configuration déployée vers le haut ;
[0029] l’axe du mat télescopique est inclinable entre une configuration verticale, une première configuration inclinée d’un angle non nul par rapport à la verticale dans un premier sens et une deuxième configuration inclinée d’un angle non nul par rapport à la verticale dans un deuxième sens opposé au premier sens ;
[0030] - le flotteur comprend au moins un propulseur à hélice disposé sous le corps flottant et/ou sous la semelle ; [0031] - chaque section horizontale du corps flottant a une dimension axiale maximale, prise suivant l’axe d’accrochage, inférieure à 0,75 fois la dimension transversale maximale de la section horizontale, de préférence inférieure à 0,50 fois la dimension transversale maximale de la surface horizontale, la dimension transversale maximale étant prise perpendiculairement à l’axe d’accrochage.
[0032] L’invention a aussi pour objet un ensemble d’intervention offshore, comprenant un navire présentant une coque définissant au moins un espace de stockage d’équipement d’éolienne, et un vaisseau flottant tel que défini plus haut,
[0033] le vaisseau flottant étant mobile par rapport au navire entre une position de transport du vaisseau flottant vers la plateforme éolienne offshore, dans laquelle la semelle du flotteur est maintenue fixée contre une surface inférieure de la coque et une position d’intervention, dans lequel le vaisseau flottant est disposé à l’écart du navire pour intervenir sur une plateforme éolienne offshore.
[0034] L’ensemble d’intervention selon l’invention peut comprendre la caractéristique suivante :
[0035] le navire comporte au moins un rack de stockage d’équipement d’éolienne, et option- nellement au moins un ensemble de manutention présentant un organe de manutention mobile entre une position de saisie d’équipement d’éolienne dans le rack de stockage et une position d’intervention à l’extérieur de la coque.
[0036] L’invention a également pour objet une installation offshore, comprenant un ensemble d’intervention offshore tel que défini plus haut, et une plateforme éolienne offshore, le vaisseau flottant étant mobile à travers l’étendue d’eau depuis sa position de transport vers une position d’intervention dans laquelle la semelle est appliquée sous une surface inférieure de la plateforme éolienne offshore, la dimension axiale maximale de chaque section horizontale du corps flottant, prise le long de l’axe d’accrochage, étant inférieure à 90 % de la dimension maximale de la plateforme éolienne offshore, prise parallèlement au même axe d’accrochage.
[0037] L’installation selon l’invention peut comprendre la caractéristique suivante:
[0038] - la plateforme éolienne offshore comprend une fondation flottante présentant au moins trois colonnes flottantes et des pontons inférieurs, connectant deux à deux les au moins trois colonnes flottantes, les pontons inférieurs définissant au moins une partie de la surface inférieure de la plateforme éolienne flottante, la surface supérieure de contact de la semelle étant engagée sous la surface inférieure d’un ponton inférieur entre deux colonnes flottantes adjacentes, la dimension transversale maximale de chaque section horizontale du corps flottant étant inférieure à la distance séparant horizontalement les deux colonnes flottantes adjacentes ou comporte une fondation flottante formée d’une barge avec ou sans trou central.
[0039] L’invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d’exemple, et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels : [0040] - [Fig.l] la [Fig.l] est une vue de face d’une plateforme éolienne flottante sur laquelle une intervention doit être réalisée à l’aide de l’ensemble d’intervention selon l’invention ;
[0041] - [Fig.2] la [Fig.2] est une vue de dessus de la plateforme éolienne flottante et de l’ensemble d’intervention positionné au voisinage de la plateforme éolienne flottante ;
[0042] - [Fig.3] la [Fig.3] est une vue (a) de côté (b) de face d’un vaisseau flottant d’intervention de l’ensemble d’intervention selon l’invention ;
[0043] - [Fig.4] la [Fig.4] est une vue en perspective de trois-quarts face d’une semelle d’accrochage du vaisseau flottant de la [Fig.3] sur la plateforme éolienne flottante, la semelle étant munie de patins d’accrochage ;
[0044] - [Fig.5] la [Fig.5] est une vue d’un vaisseau flottant muni d’un mat fixe arrimé sur la plateforme éolienne offshore, lors d’une intervention sur une pale d’éolienne ;
[0045] - [Fig.6] la [Fig.6] est une vue analogue à la [Fig.5], lors d’une intervention sur la nacelle de l’éolienne ;
[0046] - [Fig.7] la [Fig.7] est une vue analogue à la [Fig.5], le vaisseau flottant étant muni d’un mat télescopique ;
[0047] - [Fig.8][Fig.9][Fig.l0] les figures 8 à 10 sont des vues de côté montrant successivement l’approche et l’arrimage du vaisseau flottant sur la plateforme éolienne offshore ;
[0048] - [Fig.11] la [Fig.11] est une vue de dessus analogue à la [Fig.2], illustrant le transfert d’une pale depuis le vaisseau flottant vers le navire de transport.
[0049] Un premier ensemble d'intervention offshore flottant 10 selon l'invention est notamment représenté sur les figures 2 à 6 et 8 à l l.
[0050] L’ensemble d'intervention 10 flotte sur une étendue d'eau 12. Il est destiné à réaliser une intervention d'installation et/ou de maintenance sur au moins une plateforme éolienne offshore flottante 14 représentée sur la [Fig.l].
[0051] La plateforme éolienne offshore 14 est par exemple située dans un parc éolien offshore à la surface de l'étendue d'eau 12.
[0052] L’étendue d'eau 12 à proximité de la plateforme éolienne offshore 14 présente une profondeur supérieure à 50 mètres, et généralement comprise entre 60 m et 1000 m.
[0053] L'étendue d'eau 12 est par exemple un océan, une mer, un lac, et/ou une rivière.
[0054] En référence à la [Fig.l], la plateforme éolienne 14 comporte une fondation flottante
16 par exemple à colonnes, ou de type barge, avec ou sans trou central, un ensemble d'ancrage 17 ancrant la fondation flottante 16 au fond 18 de l'étendue d'eau 12 et une éolienne 20 portée par la fondation flottante 16.
[0055] Dans l’exemple représenté sur les figures, la fondation flottante 16 est une plateforme semi-submersible. Elle comprend dans cet exemple au moins trois colonnes flottantes 22, des éléments structurels 24 reliant les colonnes flottantes 22, et éventuellement, un pont (non représenté). En variante, comme indiqué plus haut, la fondation flottante 16 est formée d’une barge prismatique, avec ou sans trou central
[0056] Dans l’exemple particulier représenté sur les figures, les éléments structurels 24 comprennent ici des pontons inférieurs 26A, reliant chaque paire de colonnes flottantes adjacentes 22 au bas des colonnes flottantes 22, des pontons supérieurs 26B reliant chaque paire de colonnes flottantes adjacentes 22 au haut des colonnes flottantes 22. En variante (non représentée), des pontons inférieurs ou/et supérieurs relient ra- dialement chaque colonne à un point central de la fondation 16 ou/et à une colonne flottante centrale.
[0057] Les colonnes flottantes 22 s'étendent verticalement. Elles présentent intérieurement un volume de flottabilité au moins partiellement rempli de gaz, fournissant une flottabilité à la fondation flottante 16. La flottabilité est adaptée de telle sorte que la fondation flottante 16 est partiellement immergée dans l'étendue d'eau 12.
[0058] L'ensemble d'ancrage 17 comprend une pluralité de lignes d'ancrage 30 reliant chaque colonne 22 au fond 18 de l'étendue d'eau 12. Dans l'exemple de la [Fig.l], chaque colonne flottante 22 est reliée à au moins une ligne d'ancrage 30, préférentiellement, entre deux et quatre lignes d'ancrage 30.
[0059] La plateforme éolienne 14 est ainsi maintenue en position horizontale dans l'étendue d'eau 12.
[0060] L'éolienne 20 comprend classiquement un mât 32, une nacelle 34 montée rotative au sommet du mât 32, et un rotor 36, monté rotatif par rapport à la nacelle 34 préférentiellement autour d'un axe horizontal.
[0061] Le rotor 36 comprend un moyeu central 38 et des pales 40 faisant saillie radialement à partir du moyeu central 38, les pales 40 étant fixées de manière démontable sur le moyeu 38.
[0062] Le mât 32 est fixé dans cet exemple au sommet d'une colonne flottante 22, co- axialement à l'axe d’une des colonnes flottantes 22. En variante, le mat 32 est fixé non coaxialement à une colonne flottante 22.
[0063] Les colonnes flottantes 22 et avantageusement les pontons inférieurs 26A définissent une surface inférieure 42 de la plateforme éolienne 14. La surface inférieure 42 présente au moins une région plane destinée à l’amarrage du vaisseau flottant 50 de l’ensemble d’intervention 10, comme on le verra plus bas.
[0064] L’ensemble d’intervention 10 est configuré pour être déplacé à la surface de l'étendue d'eau 12 pour venir à proximité de la plateforme éolienne offshore 14 et réaliser une intervention.
[0065] L'intervention est par exemple une installation d'un équipement d'éolienne, une maintenance de l'équipement d'éolienne et/ou un démontage de l’équipement d’éolienne. En particulier, l'équipement d'éolienne est une pale 40, et l'intervention est l'installation d'une pale 40, une maintenance sur une pale 40, ou un remplacement d'une pale 40.
[0066] Comme illustré par les figures 2 et 11, l’ensemble d’intervention 10 comporte un vaisseau flottant d’intervention 50, et un navire de transport, 52, destiné au transport du vaisseau flottant 50 et d’équipements d’éolienne pour leur montage ou leur remplacement sur l’éolienne 20 de la plateforme éolienne offshore 14.
[0067] Le navire de transport 52 comporte une coque 54, définissant une cale 56 et un pont 58. Il comporte au moins un rack 60 de stockage d’équipements d’éolienne, et un ensemble de manutention 62.
[0068] Le rack de support 60 est par exemple disposé sur le pont 58 ou/et dans la cale 56. Il porte des équipements d’éolienne, par exemple des pales 40, ou des équipements mécaniques ou électriques de la nacelle 34.
[0069] La coque 54 présente une paroi latérale 64 aussi désignée par le terme « bordé » et un fond 66 aussi désigné par le terme « quille » définissant une surface inférieure 68 sur laquelle le vaisseau flottant 50 est destiné à s’accrocher, le vaisseau flottant 50 étant alors en appui sur la paroi latérale 64, comme on le verra plus bas.
[0070] L’ensemble de manutention 62 comprend par exemple une grue ou/et un bras élévateur. Il comprend au moins un organe de manutention 63, propre à saisir un équipement sur le rack 60, et à le déporter au-delà de la coque 54 pour l’amener sur le vaisseau flottant 50, lorsque celui-ci est détaché de la coque 54, comme illustré sur la [Fig.ll],
[0071] De préférence, l’ensemble de manutention 62 est de capacité standard dans le domaine offshore. Il présente une capacité de levage par exemple inférieure à 1500 tonnes. Sa hauteur atteignable est généralement inférieure à 40 mètres. Ainsi, le navire 52 est de dimension standard, et est donc aisément disponible.
[0072] En référence à la [Eig.3], le vaisseau flottant 50 comporte un flotteur 80 monocoque, définissant un volume intérieur 81 de réception de ballast, un contrôleur 82 de ballast, configuré pour contrôler le volume de ballast reçu dans le volume intérieur de réception de ballast 81. Le volume intérieur 81 est avantageusement compartimenté pour assurer la stabilité en cas d’envahissement accidentel.
[0073] Le vaisseau flottant 50 comprend en outre un ensemble d’intervention 84, monté sur le flotteur 80, l’ensemble d’intervention 84 faisant saillie vers le haut à partir d’une surface supérieure du flotteur 80.
[0074] Un flotteur monocoque est composé d’une seule coque flottante, avec ou sans quille, par opposition avec un multicoque, comme un catamaran, une pirogue à balancier, un trimaran ou un quadrimaran. Un flotteur monocoque est en particulier dépourvu de superstructure hors d’eau ou aérienne reliant plusieurs coques indépendantes entre elles. [0075] En référence à la [Fig.4], le flotteur monocoque 80 comporte un corps flottant 86 et une semelle 88 d’accrochage non permanent à la plateforme éolienne offshore 14 et/ou au navire 52 faisant saillie par rapport au corps flottant 86 le long d’un axe horizontal A- A’ d’accrochage. Le flotteur 80 comporte avantageusement une défense d’accostage 90 et au moins un propulseur 92.
[0076] Le flotteur 80 est de préférence de faible épaisseur. Par exemple, chaque section horizontale du corps flottant 86, en particulier la section horizontale du corps flottant 86 qui présente une aire maximale, présente une dimension axiale maximale DA suivant l’axe d’accrochage A- A’ inférieure à 0,75 fois la dimension transversale DT maximale du corps flottant 86, prise perpendiculairement à l’axe d’accrochage A- A’. De préférence, la dimension axiale maximale DA est inférieure à 0,50 fois sa dimension transversale maximale DT, de préférence inférieure à 0,40 fois sa dimension transversale maximale DT.
[0077] Le corps flottant 86 présente en outre avantageusement une hauteur HF supérieure à ses autres dimensions, notamment à sa dimension axiale maximale DA et à sa dimension transversale maximale DT.
[0078] De même, la hauteur HF du corps flottant 86 est de préférence supérieure à 2,0 fois la dimension axiale maximale DA, notamment à 3,0 fois la dimension axiale maximale DA. La hauteur du flotteur 80 est par ailleurs avantageusement supérieure à 1,2 fois la dimension transversale maximale DT.
[0079] Par ailleurs, la dimension axiale maximale DA du corps flottant 86 est inférieure à 0,75 fois, notamment 0,50 fois et avantageusement 0,20 fois la dimension axiale maximale DP de la plateforme éolienne flottante 14 (visible sur la [Fig.11]), prise parallèlement à l’axe d’accrochage A-A’.
[0080] Egalement, dans le cas où la plateforme éolienne flottante 14 comporte une pluralité de colonnes 22, la dimension transversale maximale DT est de préférence inférieure à la distance DF séparant horizontalement les colonnes flottantes 22 (visible sur [Fig.5]).
[0081] Ceci permet de rester à une distance de sécurité des lignes d’ancrage 30 de la plateforme flottante 14.
[0082] Dans l’exemple représenté sur la [Fig.4], le corps flottant 86 du flotteur monocoque 80 définit un orifice central traversant, débouchant parallèlement à l’axe d’accrochage A-A’. Il présente ainsi une région inférieure de flottaison continue, deux montants faisant saillie de part et d’autre de la région inférieure de flottaison et une région supérieure définissant la surface supérieure du flotteur 80.
[0083] La semelle 88 fait saillie suivant l’axe d’accrochage A-A’ à partir du corps flottant 86, de préférence à partir de l’extrémité inférieure du corps flottant 86.
[0084] La dimension axiale maximale DAS de la semelle 88, prise le long de l’axe d’accrochage A-A’ à partir du corps flottant 86, est de préférence supérieure à 0,5 fois la dimension axiale maximale DA du corps flottant 86, notamment supérieure à 0,8 fois la dimension axiale maximale DA du corps flottant 86.
[0085] La semelle 88 définit une surface de contact supérieure 94 avec la surface inférieure 42 de la plateforme éolienne offshore, et/ou avec la surface inférieure 68 de la coque 54.
[0086] L’aire de la surface de contact 94 est par exemple supérieure à au moins 50% de l’aire de la section horizontale du corps flottant 86 présentant une aire maximale.
[0087] Dans l’exemple représenté sur les figures, la dimension axiale maximale DAS de la semelle 88 est supérieure à 50% de la largeur de la surface inférieure 42 du ponton 26A sur lequel la semelle 88 s’applique, prise le long de l’axe d’accrochage A-A’.
[0088] Comme illustré par la [Fig.4], la surface de contact 94 est de préférence équipée d’au moins un élément d’ancrage 95 permettant l’accrochage sur la surface inférieure 42, 68.
[0089] L’ensemble d’ancrage 95 comporte par exemple au moins un patin d’ancrage à la surface inférieure 42, 68, de préférence une pluralité de patins d’ancrage. Le ou chaque patin d’ancrage est notamment un patin d’ancrage par aspiration du volume de fluide disposé entre la surface de contact 94 et la surface inférieure 42, 68. Avantageusement, la patin d’ancrage par aspiration comprend alors un joint périphérique porté par la surface de contact 94 et destiné à s’appliquer de manière étanche sur la surface inférieure 42, 68. Le volume de fluide présent à l’intérieur du joint périphérique entre la surface de contact 94 et la surface inférieure 42, 68 est alors destiné à être aspiré pour activer l’ancrage, qui résulte en particulier de la pression d’eau environnante appliquant un effort de connexion .
[0090] En variante ou en complément, au moins un patin d’ancrage est un patin d’ancrage par friction et/ou un patin d’ancrage magnétique.
[0091] Dans le mode de réalisation représenté sur les figures, la semelle 88 est fixe par rapport au corps flottant 86 et fait saillie en permanence à partir du corps flottant 86. Dans une variante (non représentée), la semelle 88 est rétractable depuis une configuration déployée par rapport au corps flottant 86 vers une position rétractée dans le corps flottant 86.
[0092] Dans cet exemple, compte tenu de la géométrie de la fondation flottante 16, la ou chaque défense d’accostage 90 fait saillie à partir du corps flottant 86 suivant l’axe d’accrochage A-A’ au-dessus et à l’écart verticalement de la semelle 88. Elle s’étend ici à partir de l’extrémité supérieure du corps flottant 86. En variante, pour d’autres géométries de fondations flottantes 16, la ou chaque défense d’accostage 90 affleure le corps flottant 86.
[0093] La défense 90 d’accostage comporte par exemple un bloc d’élastomère propre à entrer en contact avec le ponton supérieur 26B. [0094] La semelle 88 et la défense d’accostage 90 délimitent ainsi entre elles un espace intermédiaire 96 propre à permettre l’insertion d’un ponton inférieur 26A de la plateforme 14. Avantageusement, d’autres blocs d’élastomère sont présents dans cet espace intermédiaire pour amortir l’accostage du ponton inférieur 26A.
[0095] Dans l’exemple particulier illustré sur la [Fig.3], le flotteur 80 présente avantageusement en vue de côté, un profil en forme de C.
[0096] De préférence, le flotteur 80 est également muni d’un ensemble d’amarrage (non représenté) comprenant au moins une ligne d’amarrage configurée pour se déployer vers la plateforme éolienne offshore 14 ou vers le navire de transport 52 et assurer une fixation robuste sur la plateforme éolienne offshore 14. Ceci renforce et sécurise en particulier la connexion hors d’eau, en partie supérieure de la plateforme 14.
[0097] Chaque propulseur 92 est monté sous le corps flottant 86 et/ou sous la semelle 88. Il comprend par exemple au moins une hélice rotative montée dans un carter tubulaire.
[0098] Chaque propulseur 92 est de préférence monté rotatif autour d’un axe vertical par exemple avec un débattement angulaire de 360°.
[0099] Le ou les propulseurs 92 sont configurés pour déplacer horizontalement le vaisseau 50 dans l’étendue d’eau 12, notamment entre une position de transport arrimée sur le navire 52, représentée sur la [Fig.2], et la position d’intervention, dans laquelle le vaisseau flottant est arrimé sous la plateforme éolienne offshore 14, telle que représentée sur la [Fig.11].
[0100] Le volume de réception de ballast 81 est par exemple délimité dans le corps flottant 86 et/ou dans la semelle d’accroche 88. Il est avantageusement complété d’un volume de ballast fixe, de préférence localisé au niveau de la quille pour améliorer la stabilité en navigation autonome entre le navire de transport 52 et la plateforme flottante 14.
[0101] Au repos, le volume de réception de ballast 81 est rempli au moins partiellement d’un gaz tel que l’air. Le ballast est ici formé d’eau provenant de l’étendue d’eau 12.
[0102] Le contrôleur de ballast 82 comprend au moins une pompe configurée pour pomper du ballast à l’intérieur du volume de réception de ballast 81 et ainsi diminuer la flottabilité du vaisseau flottant 50, ou pour pomper du ballast présente dans le volume de réception de ballast 81 vers l’extérieur et ainsi augmenter la flottabilité du vaisseau flottant 50.
[0103] Ainsi, le contrôleur de ballast 82 est configuré pour stabiliser le flotteur 80 et contrôler le tirant d’eau du flotteur 80 entre une configuration inférieure, dans laquelle la semelle 88 est propre à passer sous la surface inférieure 42, 68, et une configuration supérieure, dans laquelle la surface de contact 94 de la semelle d’accroche 88 est propre à s’appliquer sous la surface inférieure 42, 68, en exerçant avantageusement une force dirigée vers le haut sur la surface inférieure 42, 68.
[0104] Dans l’exemple représenté sur les figures 3 à 6, l’ensemble d’intervention 84 comporte un dispositif de levage 100 d’équipements d’éolienne porté par le flotteur 80 et, éventuellement, un stockage 102 d’équipements d’éolienne présent sur le flotteur 80.
[0105] Dans l’exemple représenté sur cette figure, le dispositif de levage 100 comporte un mat 104 fixe, et au moins une unité de levage et/ou de manutention 106 portée par le mat 104.
[0106] Le mat 104 est ici formé d’un treillis de poutres 108. De préférence, l’épaisseur des poutres 108 formant le mat 104 diminue de bas en haut le long du mat 104.
[0107] Ceci permet d’alléger la structure du mat 104 en allant vers son sommet, et d’abaisser le centre de gravité du vaisseau d’intervention 50. De préférence, le centre de gravité du mat 104 est abaissé au moins de la moitié de la hauteur du mat 104, par exemple au quatre dixièmes de la hauteur du mat 104.
[0108] La ou les unités 106 de levage et/ou de manutention comprennent par exemple un chariot élévateur 110, monté mobile le long du mat 104, et/ou une grue d’intervention 112 montée mobile le long du mat 104 de préférence dans le chariot élévateur 110.
[0109] Le chariot élévateur 110 est par exemple déplaçable entre une position inférieure située en regard du stockage 102, et une position supérieure d’intervention sur l’éolienne 20 comme visible sur la [Fig.3].
[0110] La grue d’intervention 112 est manœuvrable à partir du mat 104, par exemple pour intervenir au niveau de la nacelle 34.
[0111] Le chariot élévateur 110 assure le mouvement vertical. Il est de préférence muni d’un préhenseur de pale 111.
[0112] Avantageusement, le chariot élévateur 110 et/ou la grue d’intervention 112 sont munis d’une table tridimensionnelle de compensation de mouvement 113 pour compenser les éventuelles excursions entre le chariot élévateur 110, et l’éolienne 20, notamment en translation dans un plan horizontal, et de préférence suivant six axes. La compensation verticale peut avantageusement être réalisée par le chariot élévateur 110.
[0113] Une méthode d’intervention sur une plateforme éolienne offshore 14, à l’aide de l’ensemble d’intervention 10, va maintenant être décrite.
[0114] Cette méthode va être décrite par exemple pour le remplacement d’une pale 40 de de l’éolienne 20. En variante, l’intervention concerne un autre équipement de l’éolienne 20, par exemple un équipement de la nacelle 34 ou/et du mat 32.
[0115] Initialement, les équipements destinés à l’éolienne 20 sont chargés dans le navire 52 en étant par exemple disposés dans les racks 60 présents dans la cale 56 ou sur le pont 58.
[0116] Le vaisseau d’intervention 50 est alors fixé à la coque 54 du navire 52. Pour ce faire, le contrôleur de ballast 82 est activé pour introduire du ballast dans le volume de réception de ballast 81 et faire passer la surface de contact 94 à une hauteur inférieure à la hauteur de la surface inférieure 68 du navire 52.
[0117] Le propulseur 92 est alors activé pour déplacer la semelle 88 et la faire passer sous la surface inférieure 68 de la coque 54. Puis, le contrôleur de ballast 82 est piloté pour extraire du ballast hors du volume de réception de ballast 81.
[0118] Sous l’effet du déballastage, la surface de contact 94 remonte et s’applique sur la surface inférieure 68. Elle exerce une force dirigée vers le haut sur la surface inférieure 68. En outre, l’ensemble d’ancrage 95 de la surface de contact 94 sur la surface inférieure 68 est activé, par exemple en réalisant une aspiration entre ces surfaces au niveau des patins d’ancrage 95, ou en activant les patins par friction ou les patins magnétiques.
[0119] La défense d’accostage 90 s’applique latéralement sur la paroi latérale 64 de la coque 54. L’ensemble d’amarrage est ensuite mis en place pour finaliser le maintien en position du vaisseau flottant 50 sur la coque 54 du navire.
[0120] Le vaisseau flottant 50 présentant un flotteur 80 ayant une dimension axiale maximale et une dimension transversale telles que précisées plus haut, le flotteur 80 présente une faible empreinte dans l’étendue d’eau 12 par rapport au navire 52, de sorte qu’il se solidarise aisément à la coque 54 du navire 52 permettant son transport aisé jusqu’au voisinage de la plateforme éolienne offshore 14, même sur de longues distances.
[0121] Comme illustré par la [Eig.2], lorsque le navire 52 arrive au voisinage de la plateforme éolienne offshore 14, par exemple à une distance inférieure à 500 m de la plateforme éolienne offshore 14, notamment comprise entre 40 m et 300 m, l’ensemble d’amarrage est déconnecté et l’ensemble d’ancrage 95 est désactivé.
[0122] Le contrôleur de ballast 82 est à nouveau piloté pour introduire du ballast dans le volume de réception de ballast 81.
[0123] Sous l’effet de l’introduction du ballast, le flotteur 80 se désolidarise de la coque 54 du navire 52.
[0124] Les propulseurs 92 sont alors activés pour déplacer le vaisseau flottant 50 vers la plateforme éolienne offshore 14. Les propulseurs 92 sont en outre activés pour orienter la semelle 88 avec son axe d’accrochage A-A’ perpendiculaire à l’axe d’un ponton inférieur 26A, comme illustré par la [Eig.8].
[0125] Si nécessaire, le ballastage est ajusté à l’aide du contrôleur de ballast 82 pour que la surface de contact 94 de la semelle 88 soit située à une hauteur inférieure à la hauteur de la surface inférieure 42 de la plateforme éolienne flottante 14, en particulier à une hauteur inférieure à celle de la surface inférieure du ponton 26A.
[0126] En référence à la [Eig.9], la semelle 88 passe alors en dessous du ponton inférieur 26A jusqu’à ce que les défenses d’accostage 90 entrent en contact avec le ponton supérieur 26B. [0127] Le ponton inférieur 26A se loge dans l’espace intermédiaire 96 entre la surface de contact 94 de la semelle 88 et la défense d’accostage 90.
[0128] Le flotteur 80 est positionné en regard des pontons 26A, 26B, entre les colonnes 22.
[0129] Puis, le contrôleur de ballast 82 est réactivé pour extraire du ballast hors du volume de réception de ballast 81. Comme illustré par la [Fig.10], ceci provoque la remontée de la surface de contact 94 qui s’applique sous la surface inférieure 42 et exerce comme précédemment une force dirigée vers le haut sur cette surface 42. Cette force est généralement supérieure à au moins 80%, de préférence supérieure au poids de l’équipement d’éolienne destiné à être levé, en particulier au poids de la pale d’éolienne 40.
[0130] L’ensemble d’ancrage 95 est alors activé comme décrit précédemment. Ceci étant fait, l’ensemble d’amarrage est raccordé à la plateforme éolienne offshore 14, avantageusement au niveau du ponton supérieur 26B.
[0131] Le vaisseau flottant 10 est ainsi solidarisé à la fondation flottante 16 de la plateforme éolienne offshore 14.
[0132] Compte tenu des dimensions du flotteur 80 telles que décrites plus haut, le flotteur 80 est solidaire du mouvement de la fondation flottante 16 et se déplace conjointement avec elle, sans pilonnement, ni décollage.
[0133] Le dispositif de levage 100 fait alors saillie par rapport au flotteur 80 directement en regard du mat 32 de l’éolienne 20.
[0134] Dans le cas de changement d’une pale 40, le chariot élévateur 110 est alors placé dans une position supérieure visible sur la [Fig.5] pour saisir la pale 40. Il est éventuellement déplacé angulairement pour s’orienter dans l’axe de la pale 40 et transversalement pour s'approcher de la platine de boulonnage de la pale 40 sur le moyeu du rotor.
[0135] En variante, le chariot 110 est placé au centre de gravité de la pale 40. La nacelle 34 est orientée en azimut pour présenter la pale 40 dans le même alignement que le préhenseur du chariot 110.
[0136] Éventuellement, lorsqu’un dispositif de compensation tridimensionnelle est utilisé, celui-ci rattrape les mouvements relatifs dus notamment à la flexibilité résiduelle de la liaison entre la fondation flottante 16 et le flotteur 80 ainsi qu’à la flexibilité entre le mat 32 de l’éolienne 20 et le mat 104 du dispositif de levage 100.
[0137] La pale 40 est alors désolidarisée du moyeu central 38, pour se poser sur le chariot élévateur 110 qui est redescendu dans sa position inférieure.
[0138] En référence à la [Fig.11], le navire 52 se rapproche alors du vaisseau flottant 50 et l’ensemble de manutention 62 du navire 52 est piloté pour saisir la pale 40 qui a été retirée de l’éolienne 20 et la placer dans un rack 60 situé dans la cale 56 ou sur le pont 58. [0139] Une pale 40 de remplacement est alors saisie par l’ensemble de manutention 62, puis est chargée sur le chariot élévateur 110 dans sa position inférieure. Le chariot élévateur 110 est alors remonté jusqu’à la hauteur du moyeu central 38 de l’éolienne 20, pour permettre le remontage de la pale 40 de remplacement
[0140] En variante, comme illustré sur la [Fig.6], la grue d’intervention 112 est activée pour être déplacée verticalement (par exemple sur le chariot élévateur 110 en remplacement du préhenseur 111) et se placer en regard de la nacelle 34 et intervenir sur un autre équipement de la nacelle.
[0141] Dans les interventions qui viennent d’être décrites, le flotteur 80 est accroché sur un ponton inférieur 26A entre deux colonnes flottantes 22, et sa dimension transversale maximale DT est inférieure à la distance DF séparant horizontalement les colonnes flottantes 22 (voir [Fig.5]). Comme indiqué plus, haut ceci limite le risque d’interférence avec les lignes d’ancrage 30.
[0142] Ainsi, il est possible de disposer du dispositif de levage 100 placé à la position adéquate par rapport à l’éolienne 20, tout en conservant une solidarisation très efficace du flotteur 80 sur la fondation flottante 16 de l’éolienne 20. Fa position adéquate est au plus près du mat 32 dans le cas de l'utilisation de la grue d’intervention 112. Pour le remplacement d'une pale 40, la position adéquate est à la distance du mat 32 adaptée pour que le mat 104 soit aligné avec la position du centre de gravité de la pale 40.
[0143] Ceci limite les excursions indésirables entre les unités de levage ou/et de manutention 106 et l’éolienne 20.
[0144] Ainsi, grâce au vaisseau flottant 50 selon l’invention, il est possible d’effectuer des opérations de maintenance complexes, en particulier le remplacement de pales 40 d’éoliennes 20 ou d’équipements lourds de nacelle 34 sur une plateforme éolienne offshore 14 portant une éolienne de puissance élevée, installée très haut, par exemple plus de 100 m au-dessus de la surface de l’étendue d'eau 12.
[0145] Ces interventions 20 peuvent s’effectuer sans retour à un port sur la côte, ce qui diminue le temps d’intervention et d’arrêt de production, et donc le coût.
[0146] Ee dispositif de levage 100 est directement solidarisé sur la plateforme éolienne offshore 14 à l’aide du vaisseau flottant 50, comme s’il était monté directement sur la plateforme éolienne offshore 14, compte tenu des faibles excursions relatives entre la plateforme éolienne offshore 14 et le vaisseau flottant 50.
[0147] Il n’est donc pas nécessaire de monter/démonter une grue d’intervention de grande taille sur la plateforme éolienne offshore 14, celle-ci étant présente sur le vaisseau flottant 50. F’ utilisation d’un navire spécifique et/ou d’une grue de grande capacité n’est donc pas utile puisque le dispositif de levage 100 est déjà présent sur le vaisseau flottant 50.
[0148] Ee vaisseau flottant 50 selon l’invention permet donc d’amener simplement sur la plateforme éolienne offshore 14 un dispositif de levage 100 de grande capacité, tout en conservant l’avantage de rester solidaire en mouvement de la plateforme éolienne offshore 14, et notamment de l’éolienne 20.
[0149] Le vaisseau flottant 50 peut se déplacer de manière autonome depuis le navire 52 qui le transporte au voisinage de la plateforme 14 vers la plateforme éolienne offshore 14 grâce à ses propulseurs 92.
[0150] En outre, une fois fixé sur la plateforme éolienne offshore 14, le vaisseau flottant 50, bien que disposant d’un flotteur 80 de dimensions réduites, et donc de peu d’inertie, profite de la stabilité intrinsèque de la fondation flottante 16 de la plateforme éolienne offshore 14. Cette dernière étant dimensionnée pour résister à des tempêtes sévères, ceci garantit la stabilité de la plateforme éolienne flottante 14, même lorsque le vaisseau flottant 50 lui est arrimé.
[0151] Ainsi, le transport du vaisseau flottant 50 peut s’effectuer avec un simple navire 52 couramment utilisé, avec un temps de transport relativement rapide. Par ailleurs, les dimensions du flotteur 80 évitent d’avoir à modifier la conception du mat 32 de l’éolienne 20, puisque le vaisseau flottant 50 peut s’arrimer sur la fondation flottante 16 à une position adaptée à l’intervention.
[0152] L’arrimage du flotteur 80 sur la fondation flottante 16 est en outre très simple, notamment lorsque celle-ci comporte des pontons 26A, 26B, la forme de C du flotteur 80 en vue de côté permettant de loger les pontons inférieurs 26A, une fois la défense d’accostage 90 appliquée sur le ponton supérieur 26B.
[0153] Dans une variante représentée sur les figures 7, le dispositif de levage 100 ne comporte pas de mat 104 fixe. Il comporte un mat 104 télescopique déployable entre une position rétractée, dans laquelle l’extrémité libre du mat 104 se trouve au voisinage d’une extrémité supérieure du flotteur 80, et une position déployée en saillie vers le haut par rapport à l’extrémité supérieure du flotteur 80.
[0154] Le mat télescopique 104 est muni à son extrémité libre du ou de chaque unité de levage et/ou de manutention 106, par exemple d’un préhenseur 111 ou d’une grue d’intervention 112 et avantageusement, d’un dispositif 113 de compensation de mouvement.
[0155] Comme illustré par la [Eig.7], dans le cas d’un montage ou d’un remplacement de pale 40, le mat 104 télescopique est déployé de manière verticale pour que le préhenseur 111 en position déployée reçoive la pale 40.
[0156] Le mat 104 est incliné par rapport à la verticale par exemple d’un angle compris entre 1° et 15° en s’éloignant du mat 32 de l’éolienne 20. Ceci éloigne le préhenseur 111 du mat 32 afin qu'il soit naturellement placé à proximité du centre de gravité de la pale 40.
[0157] De préférence, la position verticale n'est pas utilisée lors du levage des masses car l'inclinaison permet le rattrapage des jeux mécaniques du mat 104 télescopique et stabilise la position du sommet.
[0158] En variante, pour une intervention par exemple sur la nacelle 34, le mat 104 télescopique est incliné par rapport à la verticale par exemple d’un angle compris entre 1° et 15 ° pour permettre à la grue d’intervention 112 de se rapprocher de la nacelle 34.
[0159] Ceci permet d'approcher le sommet du mat télescopique 104 de la nacelle 34, sans avoir à rapprocher le vaisseau flottant 50 du mat 32.
[0160] En d'autres termes, le réglage initial de l'angle du mat télescopique 104, puis le déploiement de la longueur télescopique permet alternativement d'éloigner le sommet du mat 104 du mat 32 de l’éolienne 20 afin d'être au centre de gravité de la pale 40, ou au contraire, de rapprocher le sommet du mat 104 du mat 32 de l’éolienne 32, pour être au plus proche de la nacelle 34 pour effectuer le levage de ses composants.
[0161] L’utilisation d’un mat 104 télescopique abaisse le centre de gravité du vaisseau flottant 50 lorsque le mat télescopique 104 occupe sa position rétractée. Ceci est utile notamment lors du transport du vaisseau flottant 50 sur le navire 52, et lors de son déplacement autonome à travers l’étendue d’eau 12 depuis la coque 54 du navire 52 vers la plateforme éolienne offshore 14.

Claims

Revendications
[Revendication 1] Vaisseau flottant (50) d’intervention offshore, destiné à s’arrimer temporairement sur une plateforme éolienne offshore (14) pour effectuer une intervention d’installation et/ou de maintenance sur une éolienne (20), le vaisseau flottant (50) comprenant :
- un flotteur (80), destiné à être au moins en partie immergé dans une étendue d’eau (12) ;
- un ensemble d’intervention (84) sur l’éolienne (20), porté par le flotteur (80), l’ensemble d’intervention (84) comprenant au moins un dispositif de levage (100) configuré pour soulever un équipement d’éolienne, caractérisé en ce que le flotteur (80) comprend un corps flottant (86) et une semelle d’accrochage (88) faisant saillie par rapport au corps flottant (86) suivant un axe d’accrochage (A-A’) sur une surface inférieure (42) de la plateforme éolienne offshore (14), le corps flottant (86) définissant un volume (81) de réception de ballast, le vaisseau flottant (50) comprenant un contrôleur de ballast (82) configuré pour commander la quantité de ballast reçue dans le volume de réception de ballast (81) afin déplacer vers le haut une surface supérieure de contact (94) de la semelle (88) pour la placer en contact avec une surface inférieure (42) de la plateforme éolienne offshore (14), le flotteur (80) étant monocoque.
[Revendication 2] Vaisseau flottant (50) selon la revendication 1, dans lequel la surface supérieure de contact (94) de la semelle (88) est munie d’un ensemble d’ancrage (95), configuré pour supprimer le mouvement relatif entre la surface supérieure de contact (94) de la semelle (88) et la surface inférieure (42) de la plateforme éolienne offshore (14), l’ensemble d’ancrage (95) comprenant en particulier au moins un patin d’ancrage par aspiration, et/ou un patin d’ancrage magnétique et/ou un patin d’ancrage par friction.
[Revendication 3] Vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications 1 ou 2, dans lequel le flotteur (80) présente au moins une défense d’accostage (90) située au-dessus de la semelle (88), la défense d’accostage (90) faisant optionnellement saillie par rapport au corps flottant (86) suivant l’axe d’accrochage (A-A’).
[Revendication 4] Vaisseau flottant (50) selon la revendication 3, dans lequel le flotteur (80) présente une section en forme de L, prise dans un plan vertical contenant l’axe d’accrochage (A-A’), ou dans lequel le flotteur (80) présente une section en forme de C, prise dans un plan vertical contenant l’axe d’accrochage (A-A’), la défense d’accostage (90) et la semelle (88) définissant entre elles un espace intermédiaire (96) de réception d’une structure de la plateforme éolienne offshore (14).
[Revendication 5] Vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le dispositif de levage (100) comporte au moins une unité de levage ou/et de manutention (104) choisie parmi une grue d’intervention (112), un chariot élévateur (110), un préhenseur (111) de pale d’éolienne, ou/et un dispositif de compensation de mouvement (113).
[Revendication 6] Vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le dispositif de levage (100) comporte un mat (104) fixe formé d’un treillis de poutres (108) assemblées entre elles, le mat (104) faisant saillie verticalement au-dessus du corps flottant (86).
[Revendication 7] Vaisseau flottant (50) selon la revendication 6, dans lequel le mat (104) présente une hauteur supérieure à la hauteur du flotteur (80), le mat (104) présentant avantageusement un centre de gravité situé à une hauteur inférieure à moins de la moitié de la hauteur du mat (104).
[Revendication 8] Vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications 6 ou 7, dans lequel les dimensions transversales et/ou les épaisseurs des poutres (108) du treillis diminuent de bas en haut le long du mat (104).
[Revendication 9] Vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel le dispositif de levage (100) comporte un mat (104) télescopique, déployable entre une configuration rétractée dans lequel son extrémité libre est disposée au voisinage du flotteur (80), et une configuration déployée vers le haut.
[Revendication 10] Vaisseau flottant (50) selon la revendication 9, dans lequel l’axe du mat (104) télescopique est inclinable entre une configuration verticale, une première configuration inclinée d’un angle non nul par rapport à la verticale dans un premier sens et une deuxième configuration inclinée d’un angle non nul par rapport à la verticale dans un deuxième sens opposé au premier sens.
[Revendication 11] Vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le flotteur (80) comprend au moins un propulseur à hélice (92) disposé sous le corps flottant (86) et/ou sous la semelle (88).
[Revendication 12] Vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications pré- cédentes dans lequel chaque section horizontale du corps flottant (86) a une dimension axiale maximale, prise suivant l’axe d’accrochage (A-A’), inférieure à 0,75 fois la dimension transversale maximale de la section horizontale, de préférence inférieure à 0,50 fois la dimension transversale maximale de la surface horizontale, la dimension transversale maximale étant prise perpendiculairement à l’axe d’accrochage (A-A’).
[Revendication 13] Ensemble d’intervention offshore (10), comprenant un navire (52) présentant une coque (54) définissant au moins un espace de stockage d’équipement d’éolienne, et un vaisseau flottant (50) selon l’une quelconque des revendications précédentes, le vaisseau flottant (50) étant mobile par rapport au navire (52) entre une position de transport du vaisseau flottant (50) vers la plateforme éolienne offshore (14), dans laquelle la semelle (88) du flotteur (80) est maintenue fixée contre une surface inférieure (68) de la coque (54) et une position d’intervention, dans lequel le vaisseau flottant est disposé à l’écart du navire (52) pour intervenir sur une plateforme éolienne offshore (14).
[Revendication 14] Ensemble d’intervention offshore (10) selon la revendication 13, dans lequel le navire (52) comporte au moins un rack (60) de stockage d’équipement d’éolienne, et optionnellement au moins un ensemble de manutention (62) présentant un organe de manutention (63) mobile entre une position de saisie d’équipement d’éolienne dans le rack de stockage (60) et une position d’intervention à l’extérieur de la coque (54).
[Revendication 15] Installation offshore, comprenant un ensemble d’intervention offshore (10) selon l’une des revendications 13 ou 14, et une plateforme éolienne offshore (14), le vaisseau flottant (50) étant mobile à travers l’étendue d’eau (12) depuis sa position de transport vers une position d’intervention dans laquelle la semelle (88) est appliquée sous une surface inférieure (42) de la plateforme éolienne offshore (14), la dimension axiale maximale de chaque section horizontale du corps flottant (86), prise le long de l’axe d’accrochage (A-A’), étant inférieure à 90 % de la dimension maximale de la plateforme éolienne offshore (14), prise parallèlement au même axe d’accrochage (A-A’).
[Revendication 16] Installation offshore selon la revendication 15, dans laquelle la plateforme éolienne offshore (14) comprend une fondation flottante (16) présentant au moins trois colonnes flottantes (22) et des pontons in- férieurs (26A), connectant deux à deux les au moins trois colonnes flottantes (22), les pontons inférieurs (26A) définissant au moins une partie de la surface inférieure (42) de la plateforme éolienne flottante (14), la surface supérieure de contact (94) de la semelle (88) étant engagée sous la surface inférieure d’un ponton inférieur (26 A) entre deux colonnes flottantes (22) adjacentes, la dimension transversale maximale de chaque section horizontale du corps flottant (86) étant inférieure à la distance séparant horizontalement les deux colonnes flottantes (22) adjacentes ou comporte une fondation flottante formée d’une barge avec ou sans trou central.
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