Montage des größten schwimmenden Offshore-Windparks der Welt

(WK-intern) – Schwimmende Offshore-Windenergie wird der Schlüssel zur Bereitstellung kostengünstiger erneuerbarer Energie für die Verbraucher sein.

Equinor ist führend bei der Entwicklung dieser Technologie mit Hywind Tampen, dem bisher größten schwimmenden Windpark.

Vom Einladen der Komponenten bis zur Turbinenmontage war eine reibungslose Produktionslinie erforderlich, aber tiefe Fundamente bedeuteten, dass Hubkapazität weit entfernt von der Kaikante benötigt wurde.

Um die CO2-Emissionen seines Offshore-Betriebs zu reduzieren, plante der Energieriese Equinor den Bau des weltweit größten schwimmenden Offshore-Windparks. Allein dieses Projekt wäre ein bedeutender Fortschritt für die Energiewende – zusammengenommen werden Hywind Tampen und Equinors früheres Pilotprojekt Hywind Scotland etwa die Hälfte der schwimmenden Windenergie der Welt erzeugen.

Der Markt befindet sich noch in der Entwicklung, und obwohl verschiedene Komponentendesigns, Installationstechniken und Bereitstellungsmethoden in Betracht gezogen und als Prototypen entwickelt werden, wurde keine davon in vollem Umfang kommerzialisiert. Für dieses Projekt waren schwimmende Fundamente erforderlich, da die Wassertiefe und die Geologie des Meeresbodens im Gebiet von Tampen es unmöglich machten, herkömmliche Turbinen mit festem Boden zu installieren.

Eine kritische Herausforderung war die Montage der gesamten 8,6-MW-Turbinen – einschließlich Turmsektionen, Gondeln und Rotorblättern – auf riesigen 107 m langen Spierenbojen, die hauptsächlich unter Wasser liegen. Dies musste in der kontrollierten Umgebung eines Hafens durchgeführt werden – wo das gesamte System so statisch wie möglich gehalten werden konnte – bevor die fertigen Turbinen zu ihrem Installationsort geschleppt wurden.

Mit solch riesigen Schwimmfundamenten benötigte dieser Hafen einen außergewöhnlich großen Tiefgang – Hubschiffe, die zu kurz wären, um die Turbinenteile zu montieren, schlossen aus. Auch wenn die Bedingungen im Industriehafen von Gülen ruhig waren, würde der Einsatz von Kranschiffen die Komplexität der Montagetechnik erhöhen, die dann einen Transfer zwischen zwei schwimmenden Objekten erfordern würde. Dies könnte wiederum die Integrationsphase verzögern und die Offshore-Installationskampagne verlängern, wodurch die Projektkosten steigen.

Ein Distanzkahn zwischen Kai und Spierenfundament war erforderlich, um einen ausreichenden Abstand zwischen der Basis des Fundaments und dem Meeresboden zu gewährleisten. Turbinenkomponenten müssten daher über die Kaikante, über das Distanzschiff und dann auf die Fundamente selbst gehoben werden: eine Strecke von etwa 143 m.

Aufgrund seiner Erfahrung bei der Errichtung des weltweit ersten schwimmenden Windparks Hywind Scotland (ebenfalls von Equinor betrieben) wurde Mammoet mit der Turbinenmontage und den damit verbundenen Hafenumschlagsarbeiten beauftragt. Martin Tieman, Projektmanager bei Mammoet, erklärt:

„Wir erkannten, dass wir einen Kran mit großer Reichweite benötigen würden, um die erforderlichen Hübe durchzuführen. Die Mehrheit der landgestützten Krane in jeder Flotte wäre bei diesen Gewichten nicht in der Lage, eine Reichweite von 143 m zu erreichen, aber wir wussten, dass das Projekt erheblich davon profitieren würde, wenn dies möglich wäre. Dies würde eine reibungslose Produktionslinie vom Rangierbahnhof über die Turbinenmontage bis zur Inbetriebnahme schaffen – alles am selben Ort – und die Nutzung von Offshore-Anlagen optimieren.

Dies veranlasste uns, den Einsatz unseres PTC 200-DS-Krans in Betracht zu ziehen, der sich bei großen Offshore-Windprojekten wie der Erschließung von Greater Changhua in Taiwan und dem Offshore-Windpark Seagreen in Schottland als sehr gefragt erweist.

Nachdem der Hafen bestätigte, dass der Kai den erforderlichen Bodendruck liefern kann, konnten wir einen Plan zusammenstellen, der ein umfassendes Paket für die Hafenabfertigung und Montage aller elf Turbinen von Equinors Entwicklung liefert.“

Neben dem Tiefgang des Hafens stellten auch die Wetterbedingungen eine Herausforderung dar. Große Ringkräne sind zwar für starke Böen gebaut, aber Komponenten wie diese mit einer großen, speziell auf den Wind ausgelegten Oberfläche sind eine andere Sache.

Um dem entgegenzuwirken, wurde der PTC 200-DS so modifiziert, dass er auch bei starkem Wind eine präzise Steuerung der Komponenten gewährleistet – damit es zu weniger möglichen wetterbedingten Ausfällen kommt und die Turbinen schneller fertiggestellt werden können.

Diese Modifikationen ermöglichten es dem Kran, mit Blattjoch- und Zugwindensystemen von Drittanbietern zu arbeiten, die die Last unter dem Haken ausrichten, ohne dass von Hand betätigte Slogans erforderlich sind. Dadurch werden Schäden an relativ empfindlichen Turbinenschaufeln vermieden und die Sicherheit auf der Baustelle erhöht.

Neben dem Heben waren starke Hafenumschlagskapazitäten erforderlich, um Turmteile, Gondeln und Rotorblätter von Schiffen zu empfangen und zu lagern, damit sie schnell abgerufen werden konnten, um die Auslastung zu maximieren. Mammoet bewältigte diesen Umfang und stellte sicher, dass die Haupthebeanlage so lange wie möglich im Einsatz war.

Neben dem PTC 200-DS wurden 24 Achslinien von SPMT und eine Reihe kleinerer Krane verwendet, um die Bewegung der Komponenten zu handhaben; sowie ein LR1750-Kran zur Unterstützung des PTC bei Hebevorgängen, bei denen Komponenten gedreht werden mussten.

Assembling the world’s largest floating offshore wind farm 

Floating offshore wind will be key to delivering cost-effective renewable energy to consumers.

Equinor is leading the way in developing this technology with Hywind Tampen, the largest floating wind farm to date. A smooth production line was needed from component load-in to turbine assembly, but deep foundations meant that lift capacity was needed far from the quay edge.  

To reduce the CO₂ emissions of its offshore operations, energy major Equinor planned to construct the world’s largest floating offshore wind farm. This project would be a significant step forward for the energy transition on its own – taken together, Hywind Tampen and Equinor’s earlier Hywind Scotland pilot project will generate around half of the world’s floating wind power.  

The market is still developing, and although various component designs, installation techniques and deployment methods are being considered and prototyped, none have been commercialized at full scale. Floating foundations were required for this project as the water depth and seabed geology in the Tampen area made it impossible to install conventional fixed-bottom turbines.  

A critical challenge was the work involved in assembling the entire 8.6 MW turbines – including tower sections, nacelles and blades – onto huge 107m spar buoys that lie mainly underwater. This needed to be performed in the controlled environment of a port – where the whole system could be kept as static as possible – before the completed turbines were towed out to their installation site. 

With such huge floating foundations, this port required an exceptionally large draft – ruling out jack-up vessels, which would be too short to assemble the turbine sections. Also, though conditions at Gulen Industrial Harbor were calm, using crane vessels would increase the complexity of assembly engineering, which would then require transfer between two floating objects. This could, in turn, delay the integration phase and lengthen the offshore installation campaign, increasing project costs. 

A spacer barge between the quay and spar foundation was needed to ensure adequate clearance between the base of the foundation and the seabed. Turbine components would therefore need to be lifted over the quay edge, over the spacer barge, then onto the foundations themselves: a distance of around 143m. 

Following its experience during the deployment of the world’s first floating wind farm, Hywind Scotland (also operated by Equinor), Mammoet was engaged to undertake turbine assembly and associated port handling work. Martin Tieman, Project Manager for Mammoet, explains: 

“We recognized that we would need a crane with a huge outreach to make the required lifts. The majority of land-based cranes in any fleet would not be able to achieve a 143m distance at these weights, but we knew that if it could be done the project would benefit significantly. This would create a smooth production line from marshalling yard to turbine assembly to commissioning – all at the same location – optimizing the use of offshore assets.  

This led us to look at the use of our PTC 200-DS crane, which is proving to be in high demand for big offshore wind projects such as the Greater Changhua development in Taiwan and Seagreen Offshore Wind Farm in Scotland. 

With the port confirming the quayside would be able to provide the required ground bearing pressures, we were able to put together a plan that would deliver a comprehensive package of port handling and assembly of all eleven turbines of Equinor’s development.” 

In addition to the draft of the port, weather conditions also posed a challenge. Although large ring cranes are built to withstand strong gusts, components such as these – with a large surface area designed specifically to catch the wind – are another matter. 

To counteract this, the PTC 200-DS was modified to ensure precise control of components even when winds were strong – meaning that there would be fewer potential stoppages due to the weather and the turbines could be completed sooner.  

These modifications allowed the crane to work with third-party blade yoke and tugger winch systems, which orient the load under hook without the need for taglines operated by hand. This prevents damage to relatively delicate turbine blades, and increases levels of safety on site. 

Besides lifting, strong port handling capabilities were required to receive tower pieces, nacelles and blades from vessels and store them so they could be retrieved quickly, maximizing utilization. Mammoet managed this scope, assuring the main lifting asset was in use for as much time as possible. 

Alongside the PTC 200-DS, 24 axle lines of SPMT and a range of smaller cranes were used to handle the movement of components; as well as an LR1750 crane to assist the PTC during lifts that required rotation of components. This further helped to keep idle time as low as possible for all assets, minimizing handling maneuvers overall.  

Tieman concludes: 

“Having worked on numerous large-scale offshore wind projects, we understand how important the logistics between port delivery and installation are to maintaining schedule. Our specialist team has successfully executed this scope for some of the biggest offshore wind projects in the world, giving us the experience to maximize utilization of key assets and so deliver the highest levels of project cost-efficiency.” 

Hywind Tampen offshore wind park will start producing power during the third quarter of 2022.  

Mammoet
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PR: Mammoet

PB: Floating offshore wind will be key to delivering cost-effective renewable energy to consumers. Equinor is leading the way in developing this technology with Hywind Tampen, the largest floating wind farm to date. A smooth production line was needed from component load-in to turbine assembly, but deep foundations meant that lift capacity was needed far from the quay edge.