Anzeige:


Offshore-Windpark Arkona wird jetzt mit 6 MW-Windkraft-Anlagen aufgebaut

Ausbringung des Streamers mit Hydrophonen für Bodenuntersuchungen / Pressebild: IWES

Windpark Arkona Becken Südost – Windpark-Umzug durch Einsatz smarter Technologie

(WK-intern) – EON und Statoil haben im Mai 2016 grünes Licht für den Bau des 385 MW-Windparks Arkona Becken Südost, 35 km nordöstlich der Insel Rügen, gegeben.

Die Einhaltung des Zeitplans dieses 1,2 Milliarden Euro-Projektes trotz Änderung des Windpark-Designs – 60 statt 80 Anlagen durch den Umstieg auf die größere 6 MW-Klasse – war durch den Einsatz flächiger seismischer Untersuchungen ohne weitere Nacherkundung möglich.

Erneute Bohrungen und Drucksondierungen in dem 39 Quadratkilometer großen Baugebiet hätten längere Vorlaufzeiten zur Folge gehabt und das Budget spürbar belastet. Seismische Untersuchungen mit der Fraunhofer Mehrkanalseismik gewähren einen Einblick in tiefere Bodenschichten – die Tragstruktur einer Windenergieanlage geht bis zu 50 Meter in die Tiefe unterhalb des Meeresbodens. Mit der Erstellung eines dreidimensionalen Modells des Meeresbodens auf Basis dieser seismischen Daten haben Experten des Fraunhofer IWES maßgeblich zur Konstruktionsfreigabe des Windparks beigetragen.

Wirtschaftlichkeitsberechnungen sowie die Nutzung neuester Technologie gaben den Ausschlag für die Optimierung des Windpark-Layouts: Seit Beginn der Planungsphase hatte sich die Offshore-Welt weitergedreht, 6 MW-Anlagen können inzwischen einen soliden Track Rekord für den Einsatz auf hoher See vorweisen. Die avisierte Gesamtleistung von 385 MW mit einer reduzierten Zahl von Anlagen zu erwirtschaften, ist attraktiv – die Kosten für Bau, Netzanschluss und Betrieb reduzieren sich. Als die für den Bau des größeren Anlagentyps getroffen wurde, lagen bereits die Ergebnisse von 100 Bohrungen und 13 Drucksondierungen für den Windpark vor. Um optimale Betriebsbedingungen und eine geringstmögliche Abschattung zu gewährleisten, wurde die Anordnung der Anlagen angepasst. Die Konsequenz war, dass die Bohr- und Sondierungslokationen teilweise nicht mehr mit den neuen Turbinen Standorten übereinstimmten. Die vorliegenden Aufschlussprofile ließen sich größtenteils nicht direkt auf die neuen Standorte übertragen.

Der Entwickler stand vor einer herausfordernden Entscheidung: Eine erneute geologische oder geotechnische Messkampagne hätte Zeitplan und Budget deutlich strapaziert – als Alternative wurden zwingend belastbare Daten zur Baugrundbeschreibung der neu gewählten Standorte für einen Bestätigung durch das Bundesamt für Seeschifffahrt für Hydrographie (BSH) benötigt. Mithilfe einer engmaschigen mehrkanalseismischen Vermessung des Windpark-Areals und der anschließenden Erstellung eines hochaufgelösten 3D-Schichtenmodells konnte die Grundlage für die Interpolation punktueller, lokaler geologischer Profile/Daten geliefert werden. Mithilfe eines geotechnischen Sachverständigen wurden die Eigenschaften der bestehenden Bohrprofile auf die neuen seismisch erfassten Turbinen Standorte übertragen. Das anschließend zertifizierte Verfahren überzeugte die Fachgutachter des BSH.

“Die Annerkennung des kombinierten Bodenerkundungsverfahrens Mehrkanalseismik und Bohrungen durch das BSH unterstreicht den Erfolg dieses auch durch einen geotechnischen Sachverständigen und Zertifizierer begleiteten Projektes. Die Fertigstellung des Endberichtes im zeit – und kostenoptimierten Rahmen zeigt auch, welches Potential in der Anwendung der innovativen, komplementären seismischen Erkundungsmethode liegt“, sagt Martin Ros, Engineering Manager des Arkona Construction Teams, E.ON Climate & Renewables Services GmbH.

Die Messmethode wurde seitens des Fraunhofer IWES speziell für die Anforderungen der Offshore Windenergie entwickelt und ist seit 2011 im praktischen Einsatz in Nord- und Ostsee. Sie ist optimiert für den Einsatz in Wassertiefen von weniger als 100 Metern. Die Signalcharakteristik in Verbindung mit einer digitalen, hochempfindlichen 96 Kanal-Registriereinheit (Streamer) sichert das Eindringen und den Empfang des akustischen Signals bis zur Fundamenttiefe von Windenergieanlagen. Durch den flexiblen Einsatz der Messmethode sind Standortverschiebungen somit auch nach der Genehmigung noch möglich – ohne aufwendige geotechnische Nacherkundungen.

PM: Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) 

Ausbringung des Streamers mit Hydrophonen für Bodenuntersuchungen / Pressebild: IWES

Weitere Beiträge:



Top