Die Anmeldung betrifft ein schwimmfähiges Offshore-Bauwerk, insbesondere eine schwimmfähige Offshore-Windkraftanlage, umfassend mindestens ein schwimmfähiges Fundament, umfassend mindestens einen Schwimmkörper, und mindestens eine Verankerungsanordnung, eingerichtet zum Befestigen des Offshore- Bauwerks an einem Unterwasserboden in einem Verankerungszustand des Offshore- Bauwerks, wobei die Verankerungsanordnung mindestens eine zwischen einem Anker und dem schwimmfähigen Fundament verlaufende Ankerverbindung umfasst. Darüber hinaus betrifft die Anmeldung ein Offshore-System, ein Verfahren und ein Offshore-Set.

Zur Bereitstellung von elektrischer Energie aus so genannten erneuerbaren Energiequellen werden vermehrt Windenergiesysteme bzw. Windparks mit mindestens einer Windkraftanlage eingesetzt. Eine Windkraftanlage ist insbesondere zum Wandeln der kinetischen Windenergie in elektrische Energie eingerichtet.

Um den Energieertrag bei derartigen Systemen zu steigern, werden Windparks vermehrt an Standorten mit einer hohen Windwahrscheinlichkeit angeordnet. Insbesondere Offshore-Standorte zeichnen sich üblicherweise durch relativ kontinuierliche Windbedingungen und hohe durchschnittliche Windgeschwindigkeiten aus, so dass vermehrt so genannte Offshore- Windenergiesysteme bzw. Offshore-Windparks errichtet werden.

In der Regel weist ein Offshore-Windpark eine Vielzahl an Offshore-Bauwerken auf, wie eine Vielzahl von Offshore-Windkraftanlagen und mindestens eine Offshore- Umspannstation, über die der Offshore-Windpark elektrisch, beispielsweise mit einer Onshore-Umspannstation oder einer weiteren Offshore-Umspannstation bzw. Offshore-Ko nverterstation, verbunden ist. Eine Onshore-Umspannstation wiederum kann mit einem öffentlichen Stromnetz verbunden sein. Zum Übertragen von elektrischer Energie zwischen zwei Offshore- Bauwerken oder einem Offshore-Bauwerk und einem Onshore-Bauwerk sind Energiekabel in Form von Seekabeln verlegt.

Während es bisher bei Offshore- Windkraftanlagen und Offshore-Umspannstationen, aber auch bei anderen Offshore-Bauwerken, wie Plattformen zur Gas oder Öl- Exploration, üblich war, diese durch eine Gründungsstruktur (z.B. Monopile-, Tripod-, Tripile- oder Jacket-Gründungen) auf bzw. in dem Unterwasserboden, insbesondere einem Meeresboden, zu verankern, gibt es vermehrt Überlegungen dazu, schwimmende Offshore-Bauwerke, beispielsweise schwimmende Offshore- Windkraftanlagen, zu installieren, um insbesondere in Gebieten mit einer großen Wassertiefe, beispielsweise von mehr als 150 m, Offshore-Bauwerke, insbesondere Offshore- Windparks, zu installieren.

Ein schwimmfähiges bzw. schwimmendes Offshore-Bauwerk weist mindestens ein schwimmfähiges Fundament mit mindestens einem Schwimmkörper auf. Auf dem schwimmfähigen Fundament kann eine Vorrichtung, wie eine Plattform, Umspannvorrichtung, Windkraftvorrichtung etc, installiert sein.

Für einen (dauerhaften) stationären Betrieb des Offshore-Bauwerks wird diese an dem Unterwasserboden (in der Regel ein Meeresboden) durch mindestens eine Verankerungsanordnung befestigt. Die mindestens eine Verankerungsanordnung ist eingerichtet zum Befestigen des Offshore-Bauwerks an einem Unterwasserboden in einem Verankerungszustand der Offshore-Windkraftanlage. Hierzu weist die Verankerungsanordnung mindestens eine zwischen einem Anker, der zumindest teilweise in dem Unterwasserboden eingegraben ist, und dem schwimmfähigen Fundament verlaufende Ankerverbindung auf. Aufgrund der schwimmenden Ausgestaltung eines solchen Offshore-Bauwerks ist das Offshore-Bauwerk durch Wind und/oder Wellen bewegbar. Insbesondere kann es bei schwimmenden Offshore-Bauwerken zu einer erheblichen (periodischen) Kippbewegung kommen, insbesondere in Hauptwindrichtung und/oder Hauptwellenrichtung. Um Beschädigungen insbesondere der auf dem schwimmfähigen Fundament angeordneten Offshore-Vorrichtung zu verhindern, erfolgt beim Stand der Technik eine aufwändige Gestaltung der schwimmfähigen Fundamente und eine insbesondere relativ tiefe vertikale Positionierung eines Offshore-Bauwerks bei der Installation.

Insbesondere die relativtiefe vertikale Positionierung eines Offshore-Bauwerks bei der Installation führt dazu, dass der Leistungsertrag bei einer Offshore-

Windkraftanlage, insbesondere bei geringen Windgeschwindigkeiten, reduziert ist, da die Windgeschwindigkeiten in höheren Lagen in der Regel größer sind.

Zudem kommt es auch bereits bei mittleren Windgeschwindigkeiten und/oder mittleren Wellenhöhen zu einer Kipp- oder Schwankbewegung, die ein Anlanden an dem Offshore-Bauwerk von einem Flug- oder Wasserfahrzeug zumindest erheblich erschwert. Ggf. ist sogar ein Anlanden nicht möglich.

Daher liegt der Anmeldung die Aufgabe zugrunde, ein Offshore-Bauwerk bereitzustellen, bei dem die Nachteile des Stands der Technik zumindest reduziert sind und insbesondere ein Anlanden an dem Offshore-Bauwerk auch bei ungünstigen meteorologischen Bedingungen möglich ist.

Die Aufgabe wird gemäß einem ersten Aspekt der Anmeldung gelöst durch ein schwimmfähiges Offshore-Bauwerk, insbesondere eine schwimmfähige Offshore- Windkraftanlage, nach Anspruch 1. Das Offshore-Bauwerk umfasst mindestens ein schwimmfähiges Fundament, umfassend mindestens einen Schwimmkörper. Das Offshore-Bauwerk umfasst mindestens eine Verankerungsanordnung, eingerichtet zum Befestigen des Offshore-Bauwerks an einem Unterwasserboden in einem Verankerungszustand des Offshore-Bauwerks. Die Verankerungsanordnung umfasst mindestens eine zwischen einem Anker und dem schwimmfähigen Fundament verlaufende Ankerverbindung. Das Offshore-Bauwerk umfasst mindestens eine Lagestabilisierungseinrichtung, eingerichtet zum Verändern der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament in dem Verankerungszustand, basierend auf mindestens einem Lageparameter des Offshore- Bauwerks und mindestens einem Lagesollparameter.

Im Gegensatz zum Stand der Technik wird anmeldungsgemäß ein schwimmfähiges Offshore-Bauwerk bereitgestellt, bei dem die Nachteile des Stands der Technik zumindest reduziert sind, indem eine Lagestabilisierungseinrichtung vorhanden ist, welche die Lage des schwimmenden Offshore-Bauwerks durch ein Verändern der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament stabilisiert. Insbesondere kann ein Anlanden an dem Offshore-Bauwerk zumindest erleichtert werden kann, indem die Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament verändert wird, insbesondere zumindest während des Anlandevorgangs verkürzt oder verlängert wird. Es ist erkannt worden, dass hierdurch die Kipp- oder Schwankbewegung eines Offshore- Bauwerks zumindest reduziert werden kann.

Bei einer bevorzugten schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlage ist es zudem möglich, den Leistungs- bzw. Energieertrag zu steigern, indem die Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament verändert wird.

Das anmeldungsgemäße Offshore-Bauwerk ist ein schwimmfähiges Offshore- Bauwerk, wie eine Offshore-Windkraftanlage, eine Offshore-Umspannstation, eine Offshore-Plattform zur Gas oder ÖI-Exploration und dergleichen. Ein Offshore- Bauwerk umfasst mindestens ein schwimmfähiges Fundament, auf dem insbesondere eine Offshore-Vorrichtung angeordnet sein kann. Bei einer bevorzugten Ausführungsform ist das Offshore-Bauwerk eine Offshore-

Windkraftanlage. Auf dem mindestens einen Fundament einer Offshore- Windkraftanlage ist insbesondere als Offshore-Vorrichtung eine Windkraftvorrichtung angeordnet, umfassend Turm, Gondel, Rotor, Generator etc.

Das mindestens eine schwimmfähige Fundament umfasst mindestens einen Schwimmkörper. Ein Schwimmkörper bzw. Auftriebskörper ist insbesondere aufgrund seines Auftriebs durch Verdrängung nach dem archimedischen Prinzip selbständig schwimmfähig. Schwimmkörper können beispielsweise hohl sein und mit Luft oder mit einem leichten Feststoff gefüllt sein. Insbesondere kann das schwimmfähige Fundament den Schwimmkörper im Wesentlichen bilden.

Das schwimmfähige Fundament kann vorzugsweise ein sogenanntes Barge- Fundament, Semi-Submersible-Fundament, Spar-Fundament und/oder Tension Leg Platform (TLP) Fundament sein. Es versteht sich, dass bei anderen Varianten der Anmeldung auch andere Arten von schwimmfähigen Fundamenten vorgesehen sein können.

Ein schwimmfähiges Fundament ist anmeldungsgemäß über mindestens eine Verankerungsanordnung an dem Unterwasserboden befestigt bzw. verankert. Insbesondere kann eine Mehrzahl (z.B. drei oder vier) von Verankerungsanordnungen für die Befestigung vorgesehen sein.

Eine anmeldungsgemäße Verankerungsanordnung umfasst eine Ankerverbindung, insbesondere in Form eines Ankerseils oder einer Ankerkette. Ein Ende der Ankerverbindung ist an dem Fundament befestigt und das andere Ende an mindestens einem Anker (z.B. Gewichtsanker, Torpedoanker etc.). Der Anker kann zumindest teilweise in dem Unterwasserboden eingegraben sein.

Der Zustand, in dem das Fundament und damit das Offshore-Bauwerk, durch die mindestens eine Verankerungsanordnung an dem Unterwasserboden befestigt sind, wird vorliegend insbesondere Verankerungszustand des Fundaments bzw. der

Offshore-Windkraftanlage genannt.

Anmeldungsgemäß ist erkannt worden, dass kritische Lagen des Offshore-Bauwerks, bei denen zumindest eine Beschädigung des Offshore-Bauwerks droht, zumindest reduziert werden können, wenn eine Möglichkeit geschaffen wird, die Länge einer Ankerverbindung einer Verankerungsanordnung in dem Verankerungszustand zu verändern, also im bestimmungsgemäßen Betrieb des Offshore-Bauwerks.

Insbesondere wird durch ein Verkürzen (aber ggf. auch durch ein Verlängern) der Länge eine Kipp- oder Schwankbewegung des Offshore-Bauwerks im Vergleich zu einer größeren Länge (bzw. kleineren Länge) zumindest reduziert.

Um die Länge zu verändern, wird anmeldungsgemäß vorgeschlagen, eine Lagestabilisierungseinrichtung vorzusehen. Diese kann zumindest teilweise in und/oder an dem schwimmfähigen Fundament angeordnet sein. Bei Varianten der Anmeldung kann diese zumindest teilweise auch in der Offshore-Vorrichtung angeordnet sein, wie einem Turm einer Offshore-Windkraftanlage.

Anmeldungsgemäß ist die mindestens eine Lagestabilisierungseinrichtung eingerichtet zum Verändern der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament (insbesondere dem Punkt, an dem, die Ankerverbindung das Fundament erreicht) in dem Verankerungszustand, basierend auf mindestens einem (bereitstellbaren) Lageparameter des Offshore-Bauwerks und mindestens einem (vorgegebenen) Lagesollparameter.

Ein Lageparameter(-wert) des Offshore-Bauwerks ist vorliegend insbesondere ein die (augenblickliche und/oder prognostizierte zukünftige) vertikale Lage und/oder horizontale Lage des Offshore-Bauwerks direkt und indirekt beschreibender Lageparameter. Der mindestens eine Lagesollparameter gibt insbesondere eine einzustellende vertikale Lage und/oder horizontale Lage des Offshore-Bauwerks an. Insbesondere können zwei oder mehr Lageparameter und/oder (entsprechend zu den Lageparametern) zwei oder mehr Lagesollparameter vorgesehen sein. Vorzugsweise kann eine Mehrzahl von unterschiedlichen Lageparametern, z.B. in Form eines Lageparameterdatensatzes, und eine entsprechende Mehrzahl von (vorgegebenen)Lagesollparametern, z.B. in Form eines entsprechenden Lagesollparameterdatensatzes, vorgesehen sein.

Vorzugsweise kann die Lagestabilisierungseinrichtung mindestens ein Regelmodul umfassen, eingerichtet zum Regeln des Veränderns der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament, basierend -auf dem mindestens einem Lageparameter des Offshore-Bauwerks und mindestens einem Lagesollparameter. Beispielsweise kann das Regelmodul mit mindestens einem geeigneten Regler vorgesehen sein.

Dies meint insbesondere, dass die Länge derart verändert wird, dass der (augenblickliche und/oder prognostizierte zukünftige) Lageparameter dem Lagesollparameter (im Wesentlichen) entspricht, eine evtl, vorliegende Differenz minimiert wird.

Für den Fall, dass der Lagesollparameter ein Grenzwert eines unzulässigen bzw. zulässigen Lagebereichs ist, kann bei Varianten der Anmeldung vorgesehen sein, dass die Länge derart verändert wird, dass der (augenblickliche und/oder prognostizierte zukünftige) Lageparameter zumindest in dem zulässigen Lagebereich liegt, also den Lagesoll(grenz)parameter nicht überschreitet (oder unterschreitet).

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Bauwerks kann die Lagestabilisierungseinrichtung mindestens eine mit der Ankerverbindung gekoppelte Windeneinrichtung umfassen. Die Windeneinrichtung kann eingerichtet sein zum Verändern der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament. Die Windeneinrichtung umfasst insbesondere eine im Wesentlichen zylindrische und drehbare Trommel. Gekoppelt meint vorliegend insbesondere, dass die mindestens eine Ankerverbindung in Form eines Ankerseils oder einer Ankerkette auf der Trommel auf- und abgewickelt werden kann (insbesondere zwischen einer minimalen und maximalen Länge). Ein Ende der Artkerverbindung kann hierbei fest mit der Trommel oder einem anderen Befestigungspunkt der Windeneinrichtung befestigt sein.

Vorzugsweise kann die Windeneinrichtung mindestens einen ansteuerbaren und motorbasierten Antrieb umfassen, insbesondere einen von dem Offshore-Bauwerk mit elektrischer Energie versorgbaren Elektromotor. Der Antrieb kann durch das Regelmodul insbesondere derart ansteuerbar sein, dass die Länge derart verändert wird, dass der mindestens eine (augenblickliche und/oder prognostizierte zukünftige) Lageparameter dem mindestens einen Lagesollparameter (im Wesentlichen) entspricht oder zumindest in dem zulässigen Lagebereich liegt.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Bauwerks kann die Windeneinrichtung mindestens eine Feststellbremse umfassen. Die Feststellbremse kann zum Verändern der Länge der Ankerverbindung lösbar sein (und nach dem Verändern arretierbar sein). Wenn ein Verändern der Länge der Ankerverbindung erfolgen soll, kann z.B. das Regelmodul die Feststellbremse ansteuern, so dass diese gelöst wird. Dann kann, insbesondere durch den Antrieb, die Länge der Ankerverbindung verändert werden, wie beschrieben wurde. Anschließend kann, automatisch oder durch ein erneutes Ansteuern durch z.B. das Regelmodul die Feststellbremse (wieder) arretiert werden. Die Belastung des Antriebs kann hierdurch reduziert werden.

Der mindestens eine Lageparameter kann der Lagestabilisierungseinrichtung von einer nicht von dem Offshore-Bauwerk umfassten Vorrichtung bereitgestellt werden. Darüber hinaus kann, gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore-Bauwerks, das Offshore-Bauwerk mindestens eine Lageerfassungseinrichtung umfassen, eingerichtet zum Erfassen des mindestens einen Lageparameters des Offshore-Bauwerks. Anders ausgedrückt, kann bei dieser Ausführungsform das Offshore-Bauwerk, insbesondere ein Ist-Lageparameter des Offshore-Bauwerks, durch die Lageerfassungseinrichtung selbst bestimmt werden. Insbesondere kann eine Ansteuerung einer Windeneinrichtung oder einer anderen Einrichtung (z.B. Ballastmediumförderanordnung, Hebeeinrichtung), insbesondere des mindestens einen Antriebs, abhängig von einer Differenz zwischen dem erfassten Lageparameter bzw. Ist-Lageparameter und dem (vorgegebenen) Lagesollparameter erfolgen.

Der mindestens eine Lageparameter kann insbesondere mindestens ein Lagewinkel (auch Eulerwinkel genannt) des Offshore-Bauwerks sein. Der mindestens eine Lageparameter kann beispielsweise ein Gierwinkel (Winkel zwischen der aktuellen Ausrichtung des Offshore-Bauwerks und der Hochachse (auch z-Achse genannt)), ein Rollwinkel (Winkel zwischen der aktuellen Ausrichtung des Offshore-Bauwerks und einer Längsachse (auch x-Achse genannt)) und/oder ein Stampf- bzw. Nickwinkel sein (Winkel zwischen der aktuellen Ausrichtung des Offshore-Bauwerks und einer Längsachse (auch y- Achse genannt)).

Bevorzugt kann die Lageerfassungseinrichtung eine Kippwinkelerfassungseinrichtung sein, eingerichtet zum Erfassen des Kippwinkels des Offshore-Bauwerks. Der Kippwinkel ist insbesondere der bezogen auf. eine vertikale Achse bzw. Richtung bezogene (maximale) Winkel (in einer Umkehrposition) bei einer Kipp- oder Schwankbewegung des Offshore-Bauwerks. Beispielsweise kann als Lagesollparameter ein (maximaler) Kippwinkel, vorzugsweise ein zulässiger Kippwinkelbereich, vorgesehen sein. Wenn der Ist-Kippwinkel außerhalb des zulässigen Kippwinkelbereichs liegt, kann insbesondere die Länge derart (insbesondere so lange) verändert werden, dass (bis) der erfasste Kippwinkel wieder in dem zulässigen Bereich liegt.

Alternativ oder zusätzlich kann die Lageerfassungseinrichtung eine

Kippfrequenzerfassungseinrichtung sein, eingerichtet zum Erfassen der Kippfrequenz des Offshore-Bauwerks. Es versteht sich, dass das Erfassen der Kippfrequenz ein Erfassen der Kippperiodendauer umfasst. Analog zu den Ausführungen zum Kippwinkel kann eine Regelung erfolgen.

Bei einer bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore-Bauwerks können zumindest ein erster auswählbarer Lagesoilparameter für einen ersten (gewünschten) Lagezustand des Offshore-Bauwerks und ein zweiter auswählbarer Lagesollparameter für einen zweiten (gewünschten) Lagezustand des Offshore- Bauwerks vorgesehen sein. Der erste Lagezustand kann sich von dem zweiten Lagezustand unterscheiden.

Ein erster Lagezustand kann beispielsweise ein (normaler) Betriebszustand und ein zweiter Lagezustand ein Anlandezustand sein. Während des Normalbetriebs kann eine stärkere Kipp- oder Schwankbewegung zulässig sein (entsprechend einem vorgegebenen ersten Lagezustand bzw. ersten Lagesollparameter(-datensatz)). Bei einem Anlandevorgang kann hingegen nur eine geringe Kipp- oder Schwankbewegung zulässig sein (entsprechend einem vorgegebenen zweiten Lagezustand bzw. zweiten Lagesollparameter(-datensatz)). Insbesondere kann der jeweilige mindestens eine Lagesollparameter auswählbar (beispielsweise von dem Nutzer, der Anlanden möchte) und insbesondere dem Regelmodul vorgebbar sein.

Bei weiteren Varianten der Anmeldung können weitere oder andere auswählbare Lagesollparameter für weitere oder andere Lagezustände vorgesehen sein. Z.B. kann ein Wartungszustand mit mindestens einem entsprechenden Lagesollparameter vorgesehen sein, der (nach einer Anlandung) für einen Wartungsvorgang auswählbar ist.

Beispielsweise kann vorgesehen sein, dass zumindest ein Mindestlagesollparameterf- datensatz) lokal in einem Offshore-Bauwerk gespeichert ist. Dieser kann sicherstellen, dass eine bestimmte minimal stabile Lage (bzw. Zustand) des Offshore-Bauwerks stets eingehalten wird. Die tatsächliche Lage des Offshore-Bauwerks kann dann in dem zulässigen Bereich eingestellt werden, insbesondere derart (bei Offshore- Windkraftanlagen), dass der Energieertrag des Offshore-Windparks maximiert wird.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Bauwerks kann mindestens eine im Wesentlichen in vertikaler Richtung verlaufende Vertikalankerverbindung an dem schwimmfähigen Fundament befestigt sein. Mindestens eine in einem Winkel zur vertikalen Richtung von zumindest 2°, vorzugsweise zumindest 5° (und höchstens 45°), verlaufende Winkelankerverbindung kann an dem schwimmfähigen Fundament befestigt sein. Die Lagestabilisierungseinrichtung kann eingerichtet sein zum Verändern der Länge der Vertikalankerverbindung und/oder der Winkelankerverbindung, basierend auf mindestens einem Lageparameter des Offshore-Bauwerks. Insbesondere abhängig von dem mindestens einen Lageparameter und dem mindestens einen Lagesollparameter kann es vorteilhaft sein, wenn die jeweilige Länge der

Vertikalankerverbindung(en) und der Winkelankerverbindung(en) unterschiedlich verändert werden.

Wenn insbesondere die vertikale Ebene, in dem der Winkel der Winkelankerverbindung zur vertikalen Richtung (vertikalen Achse) liegt, sich in eine Richtung parallel zur Hauptwindrichtung und/oder Hauptwellenrichtung (oder im einem Bereich ±20°) erstreckt (und insbesondere der Anker dieser Winkelankerverbindung sich auf der wind- und/oder wellenauftreffenden Seite befindet), kann insbesondere durch den mindestens einen Lagesollparameter vorgegeben sein, dass die Ankerverbindung der genannten Winkelankerverbindung stärker verkürzt wird (z.B. 2 bis 10 m mehr) als die mindestens eine Vertikalankerverbindung , insbesondere derart, dass sich ohne Wind und Wellen eine Neigung in Richtung der Hauptwindrichtung und/oder Hauptwellenrichtung ergeben würde. Zusätzlich oder alternativ könnte vorgesehen sein, dass bei mindestens einer weiteren Winkelankerverbindung, bei der sich der Anker auf der wind- und/oder wellenabgewandten Seite befindet, die Länge unverändert gelassen oder verlängert wird, so dass sich ohne Wind und Wellen eine Neigung in Richtung der Hauptwindrichtung und/oder Hauptwellenrichtung ergeben würde.

Wie bereits beschrieben wurde, kann der Lageparameter (und Lagesollparameter) ein unmittelbar die Lage des Offshore-Bauwerks angebender Lageparameter sein, wie die zuvor beschriebenen Lageparameter. Alternativ oder zusätzlich kann der Lageparameter ein Parameter sein, von dem auf die (wahrscheinliche) (augenblickliche und/oder prognostizierte) Lage des Offshore-Bauwerks geschlossen werden kann. Insbesondere kann es sich bei diesen Lageparametern um Lageparameter handeln, die die Lage des Offshore-Bauwerks unmittelbar beeinflussen. Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore-Bauwerks kann der Lageparameter ein meteorologischer Umgebungsparämeter sein (aus dem der tatsächliche augenblickliche oder zukünftige Lageparameter bestimmbar sein kann). Der mindestens eine meteorologische Umgebungsparameter kann ausgewählt sein aus der. Gruppe, umfassend: - Windrichtung (gemessen oder prognostiziert), - Windstärke (gemessen oder prognostiziert), - Wellenhöhe (gemessen oder prognostiziert), - Wellenrichtung (gemessen oder prognostiziert).

Diese meteorologischen Umgebungsparameter sind besonders relevant für die Lage eines Offshore-Bauwerks.

Insbesondere ist erkannt worden, dass die genannten meteorologischen Umgebungsparameter den Kippwinkel (und damit die Kippbewegung) des schwimmfähigen Offshore-Bauwerks beeinflussen können. Beispielsweise kann bei einem (augenblicklichen oder prognostizierten) Wellengang bzw. einer Wellenhöhe über einen bestimmten entsprechenden Lageparametersollwert (z.B. Grenzwert mit x m Wellenhöhe) die Länge verändert werden. Denkbar wäre, die Länge zu erhöhen, um das Offshore-Bauwerk derart anzuheben, dass die Wellen unter dem Bauwerk hindurch rollen können. Auch wäre es denkbar, die Länge zu verkürzen, um die Lage durch eine größere Tiefe des schwimmenden Fundaments zu verbessern. Hierdurch kann der Kippwinkel verringert werden. Dies wiederum kann den Leistungsertrag steigern.

Vorzugsweise können zumindest zwei, vorzugsweise sämtliche der genannten meteorologischen Umgebungsparameter, bestimmt und insbesondere bereitgestellt werden. Insbesondere kann dieser mindestens eine Lageparameter von mindestens einer meteorologischen Messvorrichtung (z.B. Messmast) des Offshore-Windparks und/oder einem meteorologischen Dienst bereitgestellt werden. Bei weiteren . Varianten der Anmeldung kann, alternativ oder zusätzlich, mindestens ein weiterer meteorologischer Umgebungsparameter (z.B. Niederschlag, Sonneneinstrahlung etc.) bereitgestellt werden.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Bauwerks kann die Lagestabilisierungseinrichtung (alternativ oder zusätzlich) mindestens einen mit einem Ballastmedium (vorzugsweise Wasser, insbesondere Meerwasser) befüllbaren Ballasttank umfassen. Vorzugsweise kann der mindestens eine Ballasttank in dem mindestens einen Fundament integriert sein. Auch kann ein Ballasttank an der Außenseite eines Fundaments angebracht sein.

Wenn zwei oder mehr Fundamente bzw. Fundamentelemente vorgesehen sind, kann jedes Fundament über einen Ballasttank verfügen. Der mindestens eine Ballasttank kann insbesondere so angeordnet sein, dass eine Befüllung/Entleerung zu einer bestimmten vertikalen und/oder horizontalen Ausrichtung des Fundaments führt. Bei einer Mehrzahl von Ballasttanks, kann die Befüllung/Entleerung insbesondere gesteuert werden, so dass eine bestimmte Befüllung/Entleerung der mindestens zwei Ballasttanks erfolgen kann.

Die Lagestabilisierungseinrichtung kann mindestens eine

Ballastmediumförderanordnung umfassen, eingerichtet zum Verändern des Füllstands des Ballasttanks, um insbesondere die Lage des Offshore-Bauwerks zu stabilisieren.

Die Ballastmediumförderanordnung kann in oder an dem Fundament angeordnet sein. Durch eine Änderung des Füllstands wird insbesondere ein vertikaler Abstand zur Wasserlinie bzw. zur Unterwasserbodenoberfläche verändert. Hierdurch kann die Lage des Offshore-Bauwerks stabilisiert werden. Bei dieser Ausführungsform kann ein Lagesollparameter eine Sollfüllmenge (z.B. voll, halbvoll, leer, x Liter etc.) sein. Entsprechend einem vorgegebenen derartigen Lagesollparameter kann die Ballastmediumförderanordnung den Füllstand des Ballasttanks verändern, um den genannten vertikalen Abstand zu verändern.

Besonders bevorzugt kann die Ballastmediumförderanordnung mindestens eine Pumpvorrichtung umfassen, eingerichtet zum Verändern des Füllstands des Ballasttanks durch aktives Fördern des Ballastmediums in den Ballasttank hinein und/oder durch aktives Fördern des Ballastmediums aus dem Ballasttank heraus. Insbesondere wenn ein aktives Fördern des Ballastmediums aus dem Ballasttank heraus vorgesehen ist, kann ein Befüllen passiv durch Öffnen einer Tanköffnung erfolgen. Insbesondere wenn ein aktives Fördern des Ballastmediums in den Ballasttank hinein vorgesehen ist, kann ein Entleeren passiv durch Öffnen einer Tanköffnung erfolgen. Vorzugsweise kann jedoch sowohl für das Befüllen als auch das Entleeren zumindest eine Pumpvorrichtung vorgesehen sein.

Das Einstellen eines bestimmten Füllstands kann durch das Regelmodul gesteuert bzw. geregelt werden. Ein Füllstandsmesselement kann zur Überwachung des Füllstands eingesetzt werden. Hierdurch kann ein vorgegebener Lagesollparameter in Form einer Sollfüllmenge in zuverlässiger Weise eingestellt werden.

Alternativ oder zusätzlich kann, gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore-Bauwerks, die Lagestabilisierungseinrichtung mindestens eine mit dem schwimmfähigen Fundament verbundene Gewichtsanordnung umfassen, die zumindest zwischen einem auf der Unterwasserbodenoberfläche abgesenkten Zustand und einem von der Unterwasserbodenoberfläche abgehobenen Zustand veränderbar ist, beispielsweise durch eine geeignete Hebeeinrichtung.

Insbesondere kann die Gewichtsanordnung eine Gewichtsverbindung (z.B. ein Ankerseil und/oder eine Ankerkette) umfassen, die mit dem Fundament verbunden sein kann. Das andere Ende der Gewichtsverbindung kann mit einem Gewichtselement der Gewichtsanordnung verbunden sein. In einem abgesenkten Zustand kann das Gewichtselement auf der Unterwasserbodenoberfläche zumindest abgelegt bzw. abgesenkt sein. In diesem Zustand kann insbesondere nahezu keine Gewichtskraft durch das mindestens eine Gewichtselement der Gewichtsanordnung auf das Fundament ausgeübt werden.

In einem abgehobenen Zustand kann das Gewichtselement von der Unterwasserbodenoberfläche abgehoben sein, also diese (nahezu) nicht mehr kontaktieren. In diesem Zustand wird insbesondere eine Gewichtskraft (entsprechend dem Gewicht des Gewichtselements der Gewichtsanordnung) durch das mindestens eine Gewichtselement der Gewichtsanordnung auf das Fundament ausgeübt. Durch eine Verstellung zwischen den genannten Zuständen kann eine Veränderung des genannten vertikalen Abstands bewirkt werden und hierdurch die Lage der Offshore- Vorrichtung (positiv) beeinflusst werden.

Insbesondere für den Fall, dass ein zuvor beschriebener Ballasttank mit einer Ballastförderanordnung und/oder einer zuvor beschriebene Gewichtsanordnung vorgesehen ist/ sind, kann gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des Offshore- Bauwerks die Lagestabilisierungseinrichtung mindestens ein Nachführmodul umfassen, eingerichtet zum Nachführen der Ankerverbindung (also Verändern der Länge der Ankerverbindung), insbesondere bei einer Veränderung des vertikalen Abstands zwischen einer Unterwasserbodenoberfläche des Unterwasserbodens und dem schwimmfähigen Fundament (bzw. zwischen dem Fundament und der Wasserlinie bzw. Wasseroberfläche).

Um zu verhindern, dass eine gewünschte (Mindest- und/oder Höchst-) Spannung zwischen Anker und Fundament unterschritten oder überschritten wird, kann insbesondere jede Ankerverbindung mit einem Nachführmodul gekoppelt sein, um die Ankerverbindung entsprechend nachzuführen. Bei anderen Varianten kann auch auf eine Nachführeinrichtung verzichtet werden.

Der mindestens eine Lagesollparameter kann zudem derart bestimmt werden, dass der Leistungsertrag gesteigert wird, insbesondere ohne dass das Offshore-Bauwerk in eine unzulässige Lage geraten kann. Wie beschrieben wurde, kann beispielsweise mindestens ein Mindestlagesollparameter vorgegeben sein. Die tatsächliche Lage des Offshore-Bauwerks kann dann in dem zulässigen Bereich eingestellt werden, insbesondere derart (bei Offshore-Windkraftanlagen), dass der Energieertrag des Offshore-Windparks maximiert wird.

Ein weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein Offshore-System, insbesondere ein Offshore-Windpark. Das Offshore-System umfasst eine Mehrzahl von zuvor beschriebenen Offshore-Bauwerken. Das Offshore-System umfasst mindestens eine Steuervorrichtung, eingerichtet zum Vorgeben mindestens eines Lagesoliparameters für die Mehrzahl von Offshore-Bauwerken.

Insbesondere kann bei einem Offshore-Windpark vorgesehen sein, dass der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen zumindest teilweise unterschiedliche

Lagesollparameter vorgegeben werden können. Die Lagesollparameter können insbesondere derart bestimmt sein, dass sie einerseits für eine (vorgegebene) ausreichend sichere stabile Lage sorgen und andererseits den Gesamtenergieertrag des Offshore- Windparks steigern. Insbesondere kann eine (zentrale) Steuervorrichtung (z.B. implementiert als Softwaremodul in einer zentralen Steuerung des Offshore-Windparks) vorgesehen sein. Über ein Kommunikationsnetz kann ein Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen erfolgen, beispielsweise durch ein Übertragen von mindestens einem Steuerbefehl, enthaltend zumindest einen (zuvor beschriebenen) Lagesollparameter.

Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Windparks kann der Lagesollparämeter zusätzlich von der. Position einer ersten Offshore-Windkraftanlage in Relation zu mindestens einer weiteren Offshore- Windkraftanlage des Offshore-Windparks abhängen. Anders ausgedrückt, kann dann ein Lagesollparameter parkpositionsabhängig sein.

Vorzugsweise kann der bei der Ansteuerung einer bestimmten Offshore- Windkraftanlage verwendete Lagesollparameter von der Position dieser Offshore- Windkraftanlage innerhalb des Offshore-Windparks abhängen. Beispielsweise kann jeder Offshore-Windkraftanlage einem Park-Positionsattribut (z.B. eine geographische Angabe der Offshore-Windkraftanlage, eine Angabe, in welcher Reihe die Offshore- Windkraftanlage in Bezug zu einer bestimmten Richtung (z.B. Hauptwindrichtung) angeordnet ist, und/oder dergleichen) zugeordnet sein. Beispielsweise kann die Anlagenkennung der Offshore-Windkraftanlage zusammen mit dem mindestens einen

Park-Positionsattribut (das eine Parkposition angibt) in einer Datenspeicheranordnung gespeichert sein, auf den die Steuervorrichtung zugreifen kann.

Insbesondere ist erkannt worden, dass der elektrische Energieertrag sich reduzieren kann, wenn eine Offshore-Windkraftanlage sich im Windschatten einer anderen Offshore-Windkraftanlage bei einer bestimmten meteorologischen

Umgebungsbedingung befindet. Durch die anmeldungsgemäße Berücksichtigung der jeweiligen Parkposition einer Offshore-Windkraftanlage kann der Energieertrag, insbesondere zusätzlich zur Sicherstellung einer ausreichend sicheren Lage, gesteigert werden. Beispielsweise können für zwei hintereinander angeordnete Offshore-Windkraftanlagen (in der augenblicklichen oder prognostizierten .Hauptwindrichtung gesehen) unterschiedliche vertikale Abstände durch entsprechende Lagesollparameter und damit Nabenhöhen eingestellt werden. Hierdurch kann der Gesamtertrag dieser beiden Offshore-Windkraftanlagen gesteigert werden.

Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore-Systems, insbesondere -Windparks, können zumindest eine erste meteorologische Umgebungsbedingung und eine zweite sich von der ersten Umgebungsbedingung unterscheidende meteorologische Umgebungsbedingung vorgegeben sein. Eine meteorologische Umgebungsbedingung (bzw. -kriterium) umfasst insbesondere mindestens einen meteorologischen Umgebungsparameterbereich. Bei der Auswertung kann geprüft werden, ob ein bereitgestellter (zuvor beschriebener) meteorologischer Umgebungsparameter in dem mindestens einen Umgebungsparameterbereich liegt oder nicht. Anders ausgedrückt, kann überprüft werden, ob der mindestens eine meteorologische Umgebungsparameter(-wert) die mindestens eine Umgebungsbedingung erfüllt oder nicht.

In einer Zuordnungstabelle kann insbesondere für jede Umgebungsbedingung jeder Offshore-Windkraftanlage (bzw. der entsprechenden Anlagenkennung) (genau) ein Lagesollparameter zugeordnet sein (ferner können für spezielle Situationen auswählbare Lagesollparameter vorgesehen sein, wie zuvor beschrieben wurde). Die Lagesollparameter können, wie ausgeführt, von der Parkposition bzw. dem jeweiligen Park-Positionsattribut abhängen (und zusätzlich ein Mindestmaß an stabiler Lage festlegen). Die Zuordnungstabelle kann insbesondere in der Datenspeicheranordnung gespeichert sein.

Bei einer Detektion einer bestimmten meteorologischen Umgebungsbedingung

(insbesondere bei Detektion einer geänderten meteorologischen

Umgebungsbedingung (z.B. von der ersten zur zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung oder umgekehrt)) kann die Steuervorrichtung auf die gespeicherte Zuordnungstabelle zugreifen und insbesondere zumindest einen Teil der Offshore-Windkraftanlagen des Offshore-Windparks, vorzugsweise sämtliche Offshore-Windkraftanlagen des Offshore-Windparks, entsprechend den jeweils gespeicherten Lagesollparameter, ansteuern.

Die für eine Ansteuerung verwendbaren Lagesollparameter können vorab bestimmt werden. Eine Vorab-Bestimmung meint vorliegend insbesondere, dass die Lagesollparameter vorliegend, insbesondere in Form von Höhensollwerten, nicht erst beider Detektion einer bestimmten meteorologischen Umgebungsbedingung (insbesondere bei Detektion einer geänderten meteorologischen Umgebungsbedingung (z.B. von der ersten zur zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung oder umgekehrt)) bestimmt werden, sondern zeitlich vorher.

Insbesondere vor der Installation des Offshore-Windparks (beispielsweise mit Hilfe eines Simulationsmodells) und/oder unmittelbar nach der Installation (beispielsweise durch Tests) kann die Mehrzahl von Lagesollparameter bestimmtwerden.

Vorzugsweise können die Lagesollparameter veränderlich gespeichert sein, so dass insbesondere eine Optimierung während des Betriebs des Offshore-Windparks erfolgen kann, insbesondere durch Auswerten des tatsächlichen Leistungsertrags (verglichen z.B. mit einem durch einen Simulationsvorgang bestimmten Leistungsertrag).

Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Offshore- Windparks kann die Mehrzahl der Offshore-Windkraftanlagen zumindest in eine erste Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen mit einem jeweils gleichen ersten Park- Positionsattribut (entsprechend der jeweiligen Parkposition, wie zuvor ausgeführt wurde) und eine zweite Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen mit einem jeweils gleichen zweiten Park-Positionsattribut (entsprechend der jeweiligen Parkposition, wie zuvor ausgeführt wurde) einteilbar sein. Die Steuervorrichtung kann eingerichtet sein zum Ansteuern der ersten Untergruppe von Offshore- Windkraftanlagen mit Lagesollparametern, die sich von den Lagesollparametern unterscheiden, mit denen eine zweite Untergruppe von Offshore-Windkraftanlagen angesteuert wird. Es versteht sich, dass eine Einteilung in drei oder mehr Untergruppen erfolgen kann. Die Einteilung kann in der genannten Zuordnungstabelle (inhärent) abgebildet sein. Es versteht sich, dass das Ansteuern insbesondere bei Detektion einer bestimmten Umgebungsbedingung erfolgt. Zudem kann die Einteilung von der Umgebungsbedingung abhängen. Anders ausgedrückt, kann eine dynamische (und keine statische) Einteilung in Untergruppen vorgenommen werden.

Eine (in der mindestens einen Zuordnungstabelle abbildbare und bevorzugte) Einteilungs- bzw. Höhen-Einstellstrategie kann vorzugsweise sein, stets die erste Reihe von Offshore-Windkraftanlagen (in Windrichtung gesehen) auf eine maximale Höhe zu erhöhen, bei der noch eine ausreichende stabile Lage gewährleistet ist. Die zweite Reihe kann auf die minimale Höhe eingestellt werden und dann die dritte Reihe wieder auf die maximal Höhe usw. Auch wäre es denkbar, stets die erste Reihe von Offshore-Windkraftanlagen (in Windrichtung gesehen) auf eine minimale Höhe zu verfahren, die zweite Reihe auf die maximale Höhe einzustellen und dann wieder die dritte Reihe auf die minimale Höhe usw.

Wenn weitere Zwischenhöhen und/oder eine kontinuierliche Einstellung des Abstands bzw. der Höhen möglich sind, können auch andere Einteilungs- bzw. Höhen- Einstellstrategien vorgesehen und insbesondere in einer Zuordnungstabelle bzw. Datenbank abgebildet sein.

Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Qffshore-Windparks kann der Offshore-Windpark mindestens eine Lagesollwertbestimmungseinrichtung umfassen, eingerichtet zum (vorab) Bestimmen der (für eine Ansteuerung zu verwendende Lagesollparameter, insbesondere in Form von Höhensollwerten) zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen bei mindestens einer gemessenen oder prognostizierten meteorologischen Umgebungsbedingung. Die. Lagesollwertbestimmungseinrichtung kann eingerichtet sein zum Ausführen einer Mehrzahl von Simulationsschritten, basierend insbesondere auf einem Simulationsmodell der Mehrzahl von Windkraftanlagen des Offshore-Windparks.

Insbesondere kann bei der Planung und vor einer Installation ein (mathematisches) Simulationsmodell des Offshore-Windparks erstellt werden, mit der grundsätzlich zumindest die generierte elektrische Gesamtleistung bei unterschiedlichen meteorologischen Umgebungsbedingungen und insbesondere mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen simuliert werden kann. Hierbei kann auch simuliert werden, welche Höhe maximal oder minimal eingestellt werden kann, ohne dass es zu Beschädigung kommt, beispielsweise aufgrund der Kippbewegung. Hierdurch kann insbesondere der mindestens eine Mindestlagesollparameter bestimmt werden. Bei anderen Varianten kann die

Lagesollwertbestimmungseinrichtung alternativ oder zusätzlich zur Durchführung von Tests eingerichtet sein.

In jedem Simulationsschritt (oder Testschritt) können vorzugsweise für die Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen unterschiedliche Lagesollwerte eingestellt werden und die für die Lagesollwerte jeweils generierte elektrische Gesamtleistung bestimmt werden. Beispielsweise können die zuvor genannten Einstellstrategien simuliert werden.

Als Lagesollwerte zum (tatsächlichen) Ansteuern der Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen bei einer bestimmten meteorologischen Umgebungsbedingung können die Lagesollwerte bestimmt (und insbesondere in der Zuordnungstabelle gespeichert) werden, bei denen die bestimmte (simulierte oder getestete) generierte elektrische Gesamtleistung maximal ist (und eine ausreichende Stabilität der jeweiligen Offshore-Windkraftanlagen gewährleistet ist). Anders ausgedrückt, können für vorzugsweise zumindest zwei unterschiedliche meteorologische Umgebungsbedingungen durch einen Simulationsprozess (mit einer Mehrzahl von Simulationsschritten) die jeweiligen Lagesollwerte bestimmt werden, bei denen zumindest die simulierte (oder getestete) generierte elektrische Gesamtleistung maximiert ist.

Vorzugsweise kann während des Betriebs des Offshore-Windparks ein Optimierungsprozess durchgeführt werden. Insbesondere können die tatsächlich generierte elektrische Gesamtleistung und die simulierte (oder getestete) generierte elektrische Gesamtleistung ausgewertet werden. Insbesondere wenn die tatsächlich generierte elektrische Gesamtleistung geringer ist als die simulierte generierte elektrische Gesamtleistung können (beispielsweise unter Nutzung von künstlicher Intelligenz) die Lagesollwerte zumindest teilweise angepasst werden, um den Ertrag zu erhöhen. Hierbei können historische Daten und/oder Daten von anderen Offshore- Windparks berücksichtigt werden.

Ein weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein Verfahren zum Stabilisieren der Lage eines schwimmfähige Offshore-Bauwerks, insbesondere eines zuvor beschriebenen schwimmfähigen Offshore-Bauwerks, wobei das Offshore-Bauwerk mindestens eine Verankerungsanordnung umfasst, eingerichtet zum Befestigen des Offshore-Bauwerks an einem Unterwasserboden in einem Verankerungszustand des Offshore-Bauwerks, wobei die Verankerungsanordnung mindestens eine zwischen einem Anker und dem schwimmfähigen Fundament verlaufende Ankerverbindung umfasst. Das Verfahren umfasst:

Bereitstellen mindestens eines Lagesollparameters und mindestens eines Lageparameters des Offshore-Bauwerks, und

Verändern der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament in dem Verankerungszustand, basierend auf dem

Lageparameter des Offshore-Bauwerks und dem Lagesollparameter.

Das Verfahren kann insbesondere zum Betreiben, insbesondere Steuern, einer Mehrzahl von schwimmfähigen Offshore-Windkraftanlagen eingesetzt werden, also insbesondere zum Betreiben, insbesondere Steuern, eines zuvor beschriebenen Offshore- Windparks.

Ein noch weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein schwimmfähiges Offshore-Set, umfassend: - mindestens ein schwimmfähiges Fundament für ein Offshore-Bauwerk, insbesondere ein zuvor beschriebenes Offshore-Bauwerk, - mindestens eine Verankerungsanordnung mit zumindest einer an dem schwimmfähigen Fundament befestigbaren Ankerverbindung, und - mindestens eine Lagestabilisierungseinrichtung in Form einer mit der Ankerverbindung koppelbaren Windeneinrichtung, eingerichtet zum Aufwickeln und/oder Abwickeln einer mit der Windeneinrichtung gekoppelten Ankerverbindung, basierend auf mindestens einem Lageparameter des Offshore-Bauwerks und mindestens einem Lagesollparameter.

Es sei angemerkt, dass ein Modul, eine Einrichtung etc. vorliegend zumindest teilweise durch Softwareelemente (insbesondere in Form von durch einen Prozessor ausführbarem Computercode) und/oder zumindest teilweise durch Hardwareelemente (Prozessor, Speichermittel, Aktor etc.) gebildet sein können.

Die Merkmale der Offshore-Bauwerke, Offshore-Systeme (insbesondere Offshore- Windparks), Verfahren und Offshore-Sets sind frei miteinander kombinierbar. Insbesondere können Merkmale der Beschreibung und/oder der abhängigen Ansprüche, auch unter vollständiger oder teilweiser Umgehung von Merkmalen der unabhängigen Ansprüche, in Alleinstellung oder frei miteinander kombiniert eigenständig erfinderisch sein.

Es gibt nun eine Vielzahl von Möglichkeiten, das anmeldungsgemäße Offshore- Bauwerk, das anmeldungsgemäßen Offshore-System, das anmeldungsgemäße Verfahren und das anmeldungsgemäße Offshore-Set auszugestalten und weiterzuentwickeln. Hierzu sei einerseits verwiesen auf die den unabhängigen Patentansprüchen nachgeordneten Patentansprüche, andererseits auf die Beschreibung von Ausführungsbeispielen in Verbindung mit der Zeichnung. In der

Zeichnung zeigt:

Fig. 1a eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung,

Fig. 1b eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung,

Fig. 1c eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung,

Fig. 1d eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung,

Fig. 2 eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung,

Fig. 3 eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung,

Fig.4 eine beispielhafte über die Zeit aufgetragene Kippbewegung eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks, Fig. 5a eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung mit einem ersten eingestellten Abstand,

Fig. 5b eine schematische Ansicht des Ausführungsbeispiels nach Figur 5a mit einem weiteren eingestellten Abstand,

Fig. 6a eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks gemäß der vorliegenden Anmeldung mit einem ersten eingestellten Abstand,

Fig. 6b eine schematische Ansicht des Ausführungsbeispiels nach Figur 6a mit einem weiteren eingestellten Abstand,

Fig. 7 eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Offshore- Systems gemäß der vorliegenden Anmeldung, und

Fig. 8 ein Diagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung.

In den Figuren werden für gleiche Elemente gleiche Bezugszeichen verwendet.

Die Figuren la bis ld zeigen schematische Ansichten von Ausführungsbeispielen von schwimmfähigen Offshore-Bauwerken 100 gemäß der vorliegenden Anmeldung.

Beispielhaft sind als Offshore-Bauwerke 100 Offshore-Windkraftanlagen 100 dargestellt. Die nachfolgenden Ausführungen lassen sich jedoch auf andere Offshore- Bauwerke übertragen.

Die dargestellten Offshore-Windkraftanlagen 100 unterscheiden sich in den jeweiligen schwimmfähigen Fundamenten 104, jeweils umfassend mindestens einen Schwimmkörper 106. Insbesondere bildet ein schwimmfähiges Fundament 104 zumindest im Wesentlichen den Schwimmkörper 106.

Dargestellt sind insbesondere ein Barge-Fundament 104 (Fig. la), ein Semi- Submersible Fundament 104 (Fig. 1b), ein Spar-Fundament 104 (Fig. 1c) und ein Tension Leg Platform-Fundament 104 (Fig. Id). Es versteht sich, dass bei anderen Varianten der Anmeldung andere schwimmfähige Fundamente vorgesehen sein können.

Wie zu erkennen ist, ist auf dem mindestens einen schwimmfähigen Fundament 104 eine Windkraftvorrichtung 102 angeordnet, umfassend Turm, Gondel, Rotor, Generator etc.

Ein schwimmfähiges Fundament 104 ist vorliegend jeweils über eine Mehrzahl von Verankerungsanordnungen 108 an dem Unterwasserboden 116 befestigt bzw. verankert. Eine dargestellte Verankerungsanordnung 108 verfügt über eine Ankerverbindung 109, insbesondere in Form eines Ankerseils 109 oder einer Ankerkette 109. Ein Ende der Ankerverbindung 109 ist an dem Fundament 104 befestigt und das andere Ende an mindestens einem Anker 110 (z.B. Gewichtsanker, Torpedoanker etc.). Der Anker 100 kann zumindest teilweise in dem Unterwasserboden 116 eingegraben sein, wie aus den Figuren la bis Id zu erkennen ist.

Ferner wird in den Figuren la bis Id die Unterwasserbodenoberfläche mit dem Bezugszeichen 118 und die Wasseroberfläche bzw. Wasserlinie mit dem Bezugszeichen 114 bezeichnet.

Darüber hinaus umfasst ein anmeldungsgemäßes Offshore-Bauwerk 100 mindestens eine Lagestabilisierungseinrichtung 112, eingerichtet zum Verändern der Länge 111, 113, 115 einer Änkerverbindung 109 zwischen dem Anker 110 und dem schwimmfähigen Fundament 104 in dem (dargestellten) Verankerungszustand, basierend auf mindestens einem Lageparameter des Offshore-Bauwerks 100 und mindestens einem Lagesollparameter. Wie zu erkennen ist, verläuft die Länge 111, 113, 115 vorliegend von dem Befestigungspunkt der Ankerverbindung 109 am Anker 110 und dem Punkt, an dem die Ankerverbindung 109 in das Fundament 104 eintritt.

Vorzugsweise kann eine Mehrzahl von unterschiedlichen Lageparametern, z.B. in Form eines Lageparameterdatensatzes, und eine entsprechende Mehrzahl von (vorgegebenen) Lagesollparametern, z.B. in Form eines entsprechenden Lagesollparameterdatensatzes, vorgesehen sein.

Bevorzugt kann die Lagestabilisierungseinrichtung 112 mindestens ein Regelmodul umfassen, eingerichtet zum Regeln des Veränderns der Länge 111, 113, 115 der Ankerverbindung 109 zwischen dem Anker 110 und dem schwimmfähigen Fundament 104, basierend auf dem mindestens einen Lageparameter des Offshore- Bauwerks 100 und mindestens einem Lagesollparameter. Dies meint insbesondere, dass zumindest eine der Längen 111, 113, 115 derart verändert wird, dass der (augenblickliche und/oder prognostizierte zukünftige) Lageparameter dem Lagesollparameter (im Wesentlichen) entspricht. Für den Fall, dass der mindestens eine Lagesollparameter ein Grenzwert eines unzulässigen Lagebereichs ist, kann bei Varianten der Anmeldung vorgesehen sein, dass zumindest eine der Längen 111, 113, 115 derart verändert wird, dass der (augenblickliche und/oder prognostizierte zukünftige) Lageparameter zumindest in dem zulässigen Lagebereich liegt, also den Lagesoll(grenz)parameter nicht überschreitet (oder unterschreitet).

Die Figur 2 zeigt eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks 200 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach den Figuren la bis Id beschrieben. Ansonsten wird auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Das Offshore-Bauwerk 200 umfasst eine Lagestabilisierungseinrichtung 212. Die Lagestabilisierungseinrichtung 212 umfasst vorliegend mindestens eine Windeneinrichtung 224.1, 224.2, 224.3 und drei Windeneinrichtungen 224.1, 224.2, 224.3. Insbesondere kann jeder Verankerungsanordnung 208.1, 208.2, 208.3 eine Windeneinrichtung 224.1, 224.2, 224.3 zugeordnet sein. Vorzugsweise kann jede Ankerverbindung 209.1, 209.2, 209.3 mit jeweils einer Windeneinrichtung 224.1, 224.2, 224.3 gekoppelt sein. Insbesondere kann eine Ankerverbindung 209.1, 209.2, 209.3 mit einer zylindrischen Trommel (Winde) einer Windeneinrichtung 224.1, 224.2, 224.3 gekoppelt sein, um die Ankerverbindung 209.1, 209.2, 209.3 zwischen einer minimalen und einer maximalen Länge auf- und abzuwickeln.

Hierfür kann jede Windeneinrichtung 224.1, 224.2, 224.3 über einen Antrieb 226 und eine Feststellbremse 221 verfügen. Zum Verändern einer Länge 211, 213, 215 kann zunächst ein Regelmodul 228 der Lagestabilisierungseinrichtung 212 die entsprechende Feststellbremse 221 ansteuern, um ein Lösen dieser Feststellbremse 221 zu bewirken. Dann kann das Regelmodul 228 den entsprechenden Antrieb 226 (vorzugsweise ein Elektromotor 226) ansteuern, um ein Aufwickeln oder Abwickeln um eine bestimmte Länge zu bewirken. Anschließend kann die Feststellbremse wieder arretiert werden, gesteuert durch das Regelmodul 228.

Mindestens ein Lagesollparameter(-wert), vorzugsweise ein Lagesollparametersatz, kann dem Regelmodul 228 über einen Eingang 230 bereitgestellt werden. In entsprechender Weise kann mindestens ein Lageparameter (-wert), insbesondere ein Lageparametersatz, des Offshore-Bauwerks 200, bereitgestellt werden. Beispielsweise kann ein Ist-Lageparameter bereitgestellt werden. Dann kann das Regelmodul 228 die Länge 211, 213, 215 mindestens einer Verankerungsanordnung 208.1, 208.2, 208.3 ändern, derart, dass der mindestens eine Lagesollparameter durch den mindestens eine Ist-Lageparameter erfüllt wird.

In der Figur 2 bezeichnet das Bezugszeichen 234 die (augenblickliche) Hauptwindrichtung und das Bezugszeichen 232 die (augenblickliche) Hauptwellenrichtung (in der Regel können diese Richtungen 232, 234 nahezu identisch sein).

Wie zudem der Figur 2 zu entnehmen ist, kann mindestens eine im Wesentlichen in vertikaler Richtung verlaufende Vertikalankerverbindung 209.2 an dem schwimmfähigen Fundament 204 befestigt sein. Mindestens eine in einem Winkel 229 zur vertikalen Richtung von zumindest 2°, vorzugsweise zumindest 5° (und höchstens 45°), verlaufende Winkelankerverbindung 208.1, 208.3 kann an dem schwimmfähigen Fundament 204 befestigt sein. Die Lagestabilisierungseinrichtung 212 kann eingerichtet sein zum Verändern der Länge der Vertikalankerverbindung 208.2 und/oder der Winkelankerverbindung 208.1, 208.3, basierend auf mindestens einemLageparameter des Offshore-Bauwerks 200. Insbesondere abhängig von dem mindestens einen Lageparameter und dem mindestens einen Lagesollparameter kann es vorteilhaft sein, wenn die jeweiligen Längen der Vertikalankerverbindung 208.2 und der mindestens einen Winkelankerverbindung 208.1, 208.3 unterschiedlich verändert werden.

Wenn insbesondere die vertikale Ebene, in dem der Winkel 229 der Winkelankerverbindung 208.1, 208.3 zur vertikalen Richtung liegt, sich in eine Richtung parallel (±20°) zur Hauptwindrichtung (±20°) und/oder Hauptwellenrichtung (±20°) erstreckt und insbesondere der Anker 210 dieser Winkelankerverbindung 208.1 sich auf der wind- und/oder wellenauftreffenden Seite befindet, kann insbesondere durch den mindestens einen Lagesollparameter vorgegeben sein, dass die Ankerverbindung der genannten Winkelankerverbindung 208.1 stärker verkürzt wird (z.B. 2 bis 10 m mehr) als die mindestens eine Vertikalankerverbindung 208.2, insbesondere derart, dass sich ohne Wind und Wellen eine Neigung in Richtung der Hauptwindrichtung 234 und/oder Hauptwellenrichtung 232 ergeben würde. Zusätzlich oder alternativ kann vorgesehen sein, dass bei mindestens einer weiteren Winkelankerverbindung 208.3, bei der sich der Anker 210 auf der wind- und/oder wellenabgewandten Seite befindet, unverändert gelassen oder verlängert wird, so dass sich ohne Wind und Wellen eine Neigung in Richtung der Hauptwindrichtung 234 und/oder Hauptwellenrichtung 232 ergeben würde.

Wie aus der Figur 2 ferner zu erkennen ist, ist insbesondere ein Offshore-Set vorgesehen, umfassend mindestens ein schwimmfähiges Fundament 204 für ein Offshore-Bauwerk 200, mindestens eine Verankerungsanordnung 208 mit zumindest einer an dem schwimmfähigen Fundament 204 befestigbaren Ankerverbindung 209 und mindestens eine Lagestabilisierungseinrichtung 212 in Form einer mit der Ankerverbindung koppelbaren Windeneinrichtung 224.1, 224.2, 224.3, eingerichtet zum Aufwickeln und/oder Abwickeln einer mit der Windeneinrichtung 224.1, 224.2, 224.3 gekoppelten Ankerverbindung 209.1, 209.2, 209.3, basierend auf mindestens einem Lageparameter des Offshore-Bauwerks 200 und mindestens einem Lagesollparameter.

Die Figur 3 zeigt eine schematische Ansicht eines weiteren Ausfuhrungsbeispiels eines Offshore-Bauwerks 300 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach den Figuren 1a bis 2 beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Es sei angemerkt, dass lediglich zu Gunsten einer besseren Übersicht auf eine Darstellung der gesamten Offshore-Vorrichtung, von Verankerungsanordnungen, Regelmodulen etc. verzichtet wurde.

Insbesondere wird in der Figur 3 eine Kipp- bzw. Schwankbewegung (angedeutet durch den Pfeil 338) des schwimmenden Offshore-Bauwerks 300 angedeutet. So ist in der gestrichelten Ausführung das Offshore-Bauwerk 300 im Umkehrpunkt der Kippbewegung därgestellt, also wenn der Kippwinkel 342 maximal ist. Zudem ist das Offshore-Bauwerk 300 in dem vertikalen Zustand dargestellt Der zeitliche Verlauf des Kippwinkels a zwischen den maximalen Kippwinkeln -442, 442 ist in der Figur 4 dargestellt. Wie aus der Figur 4 zu erkennen ist, ergibt sich ein im Wesentlichen sinusförmiger Verlauf.

Das Offshore-Bauwerk 300 umfasst mindestens eine Lageerfassungseinrichtung 319 (mit mindestens einem geeigneten Lagesensor), eingerichtet zum Erfassen des mindestens einen Lageparameters des Offshore-Bauwerks 300. Anders ausgedrückt, kann bei diesem Ausführungsbeispiel das Offshore-Bauwerk 300 insbesondere mindestens ein Ist-Lageparameter des Offshore-Bauwerks 300, durch die Lageerfassungseinrichtung 319, selbst bestimmen. Insbesondere kann eine Ansteuerung einer Windeneinrichtung oder einer anderen Einrichtung (z.B. Ballastmediumförderanordnung, Hebeeinrichtung), insbesondere des mindestens einen Antriebs, abhängig von einer Differenz zwischen dem erfassten Lageparameter bzw. Ist-Lageparameter und dem (vorgegebenen) Lagesollparameter erfolgen. Es versteht sich, dass ein Ist- Lageparameterdatensatz und ein entsprechender Lagesollparameterdatensatz vorgesehen sein können.

Der mindestens eine Lageparameter kann insbesondere mindestens ein Lagewinkel (auch Eulerwinkel genannt) des Offshore-Bauwerks 300 sein. Der mindestens eine Lageparameter kann beispielsweise ein Gierwinkel (Winkel zwischen der aktuellen Ausrichtung des Offshore-Bauwerks 300 und der Hochachse (auch z-Achse genannt)), ein Rollwinkel (Winkel zwischen der aktuellen Ausrichtung des Offshore-Bauwerks 300 und einer Längsachse (auch x-Achse genannt)) und/oder ein Stampf- bzw. Nickwinkel sein (Winkel zwischen der aktuellen Ausrichtung des Offshore-Bauwerks 300 und einer Längsachse (auch y-Achse genannt)).

Bevorzugt kann die Lageerfassungseinrichtung 319 eine Kippwinkelerfassungseinrichtung 319 sein, eingerichtet zum Erfassen des (maximalen) Kippwinkels 342 des Offshore-Bauwerks 300. Wie dargestellt ist, ist der Kippwinkel 342 insbesondere der auf eine vertikale Achse 340 bzw. Richtung z bezogene (maximale) Winkel 342 bei einer Kipp- oder Schwankbewegung 338 des Offshore-Bauwerks 300. Beispielsweise kann als Lagesollparameter ein (maximaler) Kippwinkel 342, vorzugsweise ein zulässiger Kippwinkelbereich, vorgesehen sein. Wenn der Ist- Kippwinkel 342 außerhalb des zulässigen Kippwinkelbereichs liegt, kann insbesondere die Länge derart (insbesondere so lange) verändert werden, dass (bis) der erfasste Kippwinkel 342 wieder in dem zulässigen Bereich liegt.

Alternativ oder zusätzlich kann die Lageerfassungseinrichtung 319 eine Kippfrequenzerfassungseinrichtung 319 sein, eingerichtet zum Erfassen der Kippfrequenz (f _kipp = 1/T _kipp , siehe Fig. 4) des Offshore-Bauwerks 300. Es versteht sich, dass das Erfassen der Kippfrequenz f _kipp ein Erfassen der Kippperiodendauer T _kipp umfasst. Analog zu den Ausführungen zum Kippwinkel kann eine Regelung erfolgen.

Die Figuren 5a und 5b zeigen ein weiteres Ausführungsbeispiel eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks 500 mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen 547.1, 547.2. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach den Figuren la bis 4 beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Es sei angemerkt, dass lediglich zu Gunsten einer besseren Übersicht auf eine Darstellung der gesamten Windkraftvorrichtung verzichtet wurde.

Der Unterschied zwischen den Abständen 547.1, 547.2 in den Figuren 5a und 5b ist mit dem Bezugszeichen 522 bezeichnet. Der einstellbare Unterschied kann vorzugsweise zwischen 10 m und 40 m liegen.

Zum Verstellen des vertikalen Abstands 547.1, 547.2 (zur Unterwasserbodenoberfläche (bzw. zur Wasserlinie)) ist vorliegend eine Lagestabilisierungseinrichtung 512 vorgesehen. Die dargestellte Lagestabilisierungseinrichtung 512 umfasst mindestens einen mit einem Ballastmedium 525 befüllbaren Ballasttank 539, der vorzugsweise in dem Fundament 504.angeordnet ist. Ferner umfasst die Lagestabilisierungseinrichtung 512 mindestens eine Ballastmediumförderanordnung 531. Diese ist insbesondere eingerichtet zum Verändern des Füllstands 527 des Ballasttanks 539.

Vorliegend umfasst die Ballastmediumförderanordnung 531 insbesondere zwei Pumpvorrichtungen 545. Eine Pumpvorrichtung 545 ist insbesondere eingerichtet zum Verändern des Füllstands 527 des Ballasttanks 539 durch aktives Fördern des Ballastmediums 525 (insbesondere Wasser) in den Ballasttank 539 hinein (angedeutet durch den Pfeil 541). Insbesondere kann in dem Fundament 504 eine Öffnung 543 angeordnet sein, durch die das Ballastmedium 525 in den Ballasttank 539 gepumpt werden kann.

Die weitere Pumpvorrichtung 230 ist insbesondere eingerichtet zum Verändern des Füllstands 527 des Ballasttanks 539 durch aktives Fördern des Ballastmediums 525 aus dem Ballasttank 539 heraus (angedeutet durch den Pfeil 537). Insbesondere kann in dem Fundament 504 eine weitere Öffnung 533 angeordnet sein, durch die das Ballastmedium 525 aus dem Ballasttank 539 gepumpt werden kann.

Vorzugsweise kann ein Regelmodul 528 vorgesehen sein. Das (lokale) Regelmodul 528 der Lagestabilisierungseinrichtung 512 kann beispielsweise durch eine (nicht dargestellte) Steuervorrichtung mit einem Lagesollparameter (z.B. eine bestimmte Füllmenge (z.B. voll, halb voll, leer, x Liter etc.) oder dergleichen) ansteuerbar sein. Vorzugsweise kann ein Mindestlagesollparameter lokal gespeichert sein.

Abhängig von einem durch ein (nicht dargestelltes) Füllstandsmesselement des Regelmoduls 528 messbaren augenblicklichen Füllstand 527 und einem erhaltenen Höhensollwert, kann eine Pumpvorrichtung 545 derart angesteuert werden, dass der Füllstand 527 entsprechend dem Lagesollparameter verändert wird. Insbesondere kann durch eine Veränderung des vertikalen Abstands 547.1, 557.2 die Lage eines einer Offshore-Bauwerks 500 stabilisiert werden. Zudem kann hierdurch insbesondere der Leistungsertrag gesteigert werden. Die Lagestabilisierungseinrichtung 512 kann zudem mindestens ein Nachfuhrmodul 551 umfassen, eingerichtet zum Nachführen (also Verändern der Länge) der Ankerverbindung 509, insbesondere bei einer Veränderung des vertikalen Abstands 547.1, 547.2 zwischen einer Unterwasserbodenoberfläche 518 des Unterwasserbodens 516 und dem schwimmfähigen Fundament 504. Um zu verhindern, dass eine gewünschte (Mindest- und/oder Höchst-) Spannung zwischen Anker 510 und Fundament 504 unterschritten oder überschritten wird, kann insbesondere jede Ankerverbindung 509 mit einem Nachführmodul 551 gekoppelt sein um die Ankerverbindung 509 entsprechend nachzuführen.

Die Figuren 6a und 6b zeigen ein weiteres Ausführungsbeispiel eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks 600 mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen 647.1, 647.2. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach den Figuren la bis 5b beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Es sei angemerkt, dass lediglich zu Gunsten einer besseren Übersicht auf eine Darstellung der gesamten Windkraftvorrichtung und auf die Darstellung von Verankerungsanordnungen (und Nachführmodule) verzichtet wurde.

Die Lagestabilisierungseinrichtung 612 umfasst vorliegend mindestens eine mit dem schwimmfähigen Fundament 604 verbundene Gewichtsanordnung 612. Insbesondere kann die Gewichtsanordnung 612 eine Gewichts Verbindung 654 (z.B. ein Ankerseil 654 und/oder eine Ankerkette 654) umfassen, die mit dem Fundament 604 verbunden sein kann. Das andere Ende der Gewichtsverbindung 654 kann mit einem Gewichtselement 656 der Gewichtsanordnung 612 verbunden sein.

In einem abgesenkten Zustand der Gewichtsanordnung 612 wird insbesondere nahezu keine Gewichtskraft durch das mindestens eine Gewichtselement 656 der Gewichtsanordnung 612 auf das Fundament 640 ausgeübt In einem abgehobenen

Zustand der Gewichtsanordnung 612, beispielsweise bewirkt durch eine

Hebeeinrichtung 658 (z.B. eine Winde 658), wird insbesondere eine Gewichtskraft g (entsprechend dem Gewicht des Gewichtselements 656 der Gewichtsanordnung) durch das mindestens eine Gewichtselement 656 der Gewichtsanordnung 612 auf das Fundament 604 ausgeübt. Durch eine Verstellung, durch die Hebeeinrichtung 658, zwischen den genannten Zuständen der Gewichtsanordnung 612 kann eine Veränderung des genannten vertikalen Abstands 647.1, 647.2 mindestens zwischen zwei diskreten Werten bewirkt werden-. Auch hier kann ein (nicht dargestelltes) Regelmodul vorgesehen sein, welches in Abhängigkeit eines erhaltenen Lagesollparameter (z.B. Absenken oder nicht Absenken) die Hebeeinrichtung 658 ansteuern kann.

Es versteht sich, dass die Ausführungsbeispiele nach den Figuren 2, 5a, 5b und/oder 6a, 6b miteinander kombiniert werden können.

Die Figur 7 zeigt eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Offshore-Systems 760. Beispielhaft ist ein Offshore-Windpark 760 dargestellt Bei den nachfolgenden Ausführungen kann mindestens ein Lagesollparameter durch eine Steuervorrichtung 762 bereitgestellt und insbesondere vorgegeben werden. Es kann der mindestens ein Lagesollparameter, vorzugsweise zumindest zwei auswählbare unterschiedliche Lagesollparameter(datensätze), lokal und vorab in einem Offshöre- Bauwerk 700.1-700.4 gespeichert sein. Beispielsweise kann vorgesehen sein, dass zumindest ein Mindestlagesollparameter(datensatz) lokal in jedem Offshore-Bauwerk 700.1-700.4 gespeichert ist. Dieser kann sicherstellen, dass eine bestimmte minimal stabile Lage des Offshore-Bauwerks 700.1-700.4 stets eingehalten wird. Die tatsächliche Lage des Offshore-Bauwerks 700.1-700.4 kann dann in dem zulässigen Bereich (variabel, insbesondere ertragsoptimiert) eingestellt werden, insbesondere derart (bei Offshore-Windkraftanlagen 700.1-700.4), dass der Energieertrag des Offshore-Windparks maximiert wird. Aufgrund des Mindestlagesollparameters - (datensatzes) wird hierbei sichergestellt, dass stets eine ausreichend stabile Lage einer jeden Offshore-Windkraftanlagen 700.1-700.4 beibehalten wird. Nachfolgend wird davon ausgegangen, dass ein Mindestlagesollparameter-(datensatz) fest vorgegeben ist und zusätzlich, abhängig von meteorologischen

Umgebungsbedingungen, Lagesollparameter, insbesondere in Form von Höhensollwerten, durch die Steuervorrichtung 762 des Offshore-Windparks 760 vorgegeben wird. Dieses Vorgeben wird nachfolgend näher beschrieben.

Die Steuervorrichtung 762 kann beispielsweise in einer (ohnehin vorgesehenen) (nicht dargestellten) Parksteuerung des Offshore-Windpark 760 implementiert sein.

Die Steuervorrichtung 762 umfasst vorliegend ein Kommunikationsmodul 764, ein Höhensteuermodul 768, eine Detektionseinrichtung 770, eine Höhensollwertbestimmungseinrichtung 772 und eine Datenspeicheranordnung 774.

Es versteht sich, dass bei anderen Varianten weitere oder weniger Module/Einrichtungen vorgesehen sein können.

Die Höhensollwertbestimmungseinrichtung 772, die alternativ auch in einer anderen Recheneinrichtung implementiert sein kann, kann eingerichtet sein zum Bestimmen mindestens der Höhensollwerte, abhängig von mindestens einer meteorologischen Umgebungsbedingung (am Installationsort des Offshore-Windparks 760).

Das Bestimmen kann vorzugsweise vor der Installation des Offshore- Windparks 760, jedoch auch während der Installation und/oder (unmittelbar) nach der Installation des Offshore-Windparks 760 erfolgen. Wie bereits ausgeführt wurde, kann während des Betriebs (kontinuierlich) ein Optimierungsprozess erfolgen.

Vorzugsweise kann ein Bestimmen von Lagesollparametern in Form von Höhensollwerten für vorzugsweise sämtliche Offshore-Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 erfolgen.

Insbesondere kann der jeweils bestimmte Höhensollwert von der (Park-) Position der jeweiligen Offshore-Windkraftanlage 700.1 bis 700.4 abhängen, insbesondere in Relation zu mindestens einer weiteren Offshore-Windkraftanlage 700.1 bis 700.4 des Offshore-Windparks 760. Beispielsweise kann ein Plan und/oder ein Modell des Offshore-Windparks 760 hinterlegt sein (beispielweise in der - Datenspeicheranordnung 774 oder einer anderen Speicheranordnung), bei dem jeder Offshore-Windkraftanlage 700.1 bis 700.4 ein Parkpositionsattribut zugeordnet ist. Aus dem jeweiligen Parkpositionsattribut ist die Parkposition zumindest ableitbar.

Insbesondere kann das jeweilige Parkpositionsattribut genutzt werden, um (dynamisch) zumindest zwei Untergruppen von Offshore-Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 zu bilden. Dies meint insbesondere, dass die Offshore-Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 einer Untergruppe im Wesentlichen auf den gleichen vertikalen Abstand eingestellt werden, also im Wesentlichen mit dem gleichen Höhensollwert angesteuert werden. Die Einteilung kann insbesondere in einer Zuordnungstabelle oder Datenbank (inhärent) abgebildet sein.

Die mindestens eine Höhensollwertbestimmungseinrichtung 772 kann eingerichtet sein zum (vorab) Bestimmen der Höhensollwerte zum Ansteuern der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 bei mindestens einer gemessenen oder prognostizierten meteorologischen Umgebungsbedingung. Die Höhensollwertbestimmungseinrichtung 772 kann eingerichtet sein zum Ausführen einer Mehrzahl von Simülationsschritten, basierend insbesondere auf einem Simulationsmodell der Mehrzahl von Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 des Offshore- Windparks 760. Bei anderen Varianten der Anmeldungen können auch tatsächlich Tests zur Ermittlung des Leistungsertrags durchgeführt werden, wie bereits beschrieben wurde.

Insbesondere kann bei der Planung und vor einer Installation ein (mathematisches) Simulationsmodell des Offshore-Windparks 760 erstellt werden, mit der grundsätzlich zumindest die generierte elektrische Gesamtleistung bei unterschiedlichen meteorologischen Umgebungsbedingungen und insbesondere mit unterschiedlich eingestellten vertikalen Abständen/Lagen simulier und insbesondere bestimmt werden kann. In jedem Simulationsschritt können vorzugsweise für die Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 unterschiedliche Höhensollwerte eingestellt werden und die für die Höhensollwerte jeweils generierte elektrische Gesamtleistung bestimmt werden.

Als Höhensollwerte, also Lagesollparameter(werte), zum (tatsächlichen) Ansteuern der Mehrzahl von Offshore-Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 bei der meteorologischen Umgebungsbedingung können die Höhensollwerte bestimmt und insbesondere in einer Zuordnungstabelle in der Datenspeicheranordnung 774 gespeichert werden, bei denen die bestimmte generierte elektrische Gesamtleistung maximal ist

Für vorzugsweise zumindest zwei unterschiedliche meteorologische Umgebungsbedingungen können durch einen Simulationsprozess (mit einer Mehrzahl von Simulationsschritten) die jeweiligen Höhensollwerte bestimmt werden, bei denen zumindest die simulierte generierte elektrische Gesamtleistung maximiert ist In der Zuordnungstabelle kann jeder (vorgegebenen) Umgebungsbedingung für jede Offshore-Windkraftanlage 700.1 bis 700.4 ein Höhensollwert zugeordnet sein.

Insbesondere kann durch die Bestimmung der Höhensollwerte eine Einteilungs- bzw. Höhen-Einstellstrategie vorgegeben und abgebildet werden. Beispielhaft kann stets die erste Reihe von Offshore-Windkraftanlagen 700.1, 700.2 in Windrichtung (also bei einer bestimmten detektierten Umgebungsbedingung) derart angesteuert werden, dass der vertikale Abstand maximiert wird (die Nabenhöhe also maximiert wird). Die zweite Reihe von Offshore-Windkraftanlagen 700.3, 700.4 in Windrichtung (also bei einer bestimmten detektierten Umgebungsbedirigung) kann derart angesteuert werden, dass der vertikale Abstand minimiert wird (die Nabenhöhe also minimiert wird). Bei anderen Varianten kann die Einstellung auch genau umgekehrt erfolgen. Wenn weitere Zwischenhöhen und/oder eine kontinuierliche Einstellung des Abstands bzw. der Höhen möglich sind, können auch andere Einteilungs- bzw. Höhen- Einstellstrategien vorgesehen sein.

Im Betrieb des Offshore-Windparks 760 kann ein Bereitstellen mindestens eines bestimmten meteorologischen Umgebungsparameters des Offshore-Windparks 760 erfolgen. Insbesondere kann der mindestens eine meteorologische Umgebungsparameter der Steuervorrichtung 762 über das Kommunikationsmodul 764 bereitgestellt werden. Der mindestens eine bestimmte meteorologische Umgebungsparameter kann ein von mindestens einer Messvorrichtung gemessener augenblicklicher meteorologischer Umgebungsparameter und/oder ein prognostizierter meteorologischer Umgebungsparameter sein. Vorzugsweise können eine Mehrzahl von meteorologischen Umgebungsparametern (gemessen und prognostiziert) bereitgestellt werden, wie Windrichtung (gemessen und/oder prognostiziert), Windstärke (gemessen und/oder prognostiziert), Wellenhöhe (gemessen und/oder prognostiziert) und Wellenrichtung (gemessen und/oder prognostiziert).

Durch die Detektionseinrichtung 770 kann insbesondere detektiert werden, ob mindestens eine der (vorgegebenen) meteorologischen Umgebungsbedingungen durch den mindestens einen bestimmten und bereitgestellten meteorologischen Umgebungsparameter erfüllt ist. Eine meteorologische Umgebungsbedingung (bzw. - kriterium) umfasst insbesondere mindestens einen meteorologischen Umgebungsparameterbereich. Bei der Detektion kann geprüft werden, ob der meteorologische Umgebungsparameter in dem mindestens einen Umgebungsparameterbereich liegt oder nicht. Anders ausgedrückt, kann überprüft werden, ob der mindestens eine meteorologische Umgebungsparameter(-wert) die mindestens eine Umgebungsbedingung erfüllt oder nicht.

Hierbei kann insbesondere detektiert werden, ob sich die meteorologische

Umgebungsbedingung verändert hat, so dass eine Veränderung der vertikalen

Abstände/Lagen erfolgen sollte. Wird festgestellt, dass sich die meteorologische Umgebungsbedingung nicht verändert hat, ist insbesondere keine Veränderung der vertikalen Abstände erforderlich.

Insbesondere bei einer Feststellung, dass sich die meteorologische Umgebungsbedingung zu einer zuvor detektierten meteorologischen Umgebungsbedingung verändert hat, also beispielsweise von einer ersten zu einer zweiten meteorologischen Umgebungsbedingung (z.B. kann sich die Windstärke und/oder Windrichtung in einem durch die definierten Umgebungsbedingungen vorgegebenen Maße geändert haben oder wird geändert), kann durch das Höhensteuermodul 768 ein Ansteuern mindestens einer

Lagestabilisierungseinrichtung einer Offshore- Windkraftanlage 700.1 bis 700.4 mit einem Höhensollwert bzw. Lagesollparameter zum Bewirken eines Veränderns, insbesondere eines vertikalen Abstands des schwimmfähiges Fundaments der Offshore-Windkraftanlage 700.1 bis 700.4 zu der Unterwasserbodenoberfläche entsprechend dem Höhensollwert, erfolgen. Insbesondere kann zumindest jede Offshore-Windkraftanlage 700.1 bis 700.4, bei der eine Veränderung des vertikalen Abstands bewirkt werden soll, angesteuert werden.

Vorzugsweise kann das Höhensteuermodul 768 auf die beschriebene und in der Datenspeicheranordnung 774 gespeicherte Zuordnungstabelle zugreifen, um die zur Ansteuerung zu verwendenden Höhensollwerte (bzw. Lagesollparameter) zu bestimmen bzw. auszulesen, Dann kann das Höhensteuermodul 768 ein Aussenden von entsprechenden Steuerbefehlen bewirken, enthaltend jeweils zumindest einen (zuvor beschriebenen) Höhensollwert. Über das Kommunikationsmodul 764 und das Kommunikationsnetz 756 können die Steuerbefehle an die jeweiligen Offshore- Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 übertragen werden. Die jeweiligen

Lagestabilisierungseinrichtungen können dann - in zuvor beschriebener Weise - den vertikalen Abstand bzw. die vertikale Lage anpassen.

Insbesondere können je nach Windrichtung die einzelnen Höhen der Windkraftanlagen-Naben so eingestellt werden, dass der Ertrag maximiert wird. Wie bereits beschrieben wurde, sind denkbare Höheneinstellungen kontinuierliche oder diskrete, z.B. mittels zwei oder drei voreingestellte Höhen.

Zusätzlich kann vorgesehen sein, dass bei zu starkem Wind und/oder zu starkem Wellengang (vorgegeben durch z.B. eine dritte meteorologische Umgebungsbedingung) sämtliche Offshore-Windkraftanlagen 700.1 bis 700.4 ihren vertikalen Abstand reduzieren, insbesondere minimieren, da die Nennleistung erreicht ist und/oder um Schäden zu vermeiden.

Die Figur 8 zeigt ein Diagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung zum Stabilisieren der Lage eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks, insbesondere eines schwimmfähigen Offshore-Bauwerks nach einem der vorherigen Ausführungsbeispiele, wobei das Offshore-Bauwerk mindestens eine Verankerungsanordnung umfasst, eingerichtet zum Befestigen des Offshore- Bauwerks an einem Unterwasserboden in einem Verankerungszustand des Offshore- Bauwerks, wobei die Verankerungsanordnung mindestens eine zwischen einem Anker und dem schwimmfähigen Fundament verlaufende Ankerverbindung umfasst.

In einem Schritt 801 erfolgt ein Bereitstellen mindestens eines Lagesollparameters und mindestens eines Lageparameters des Offshore-Bauwerks. In Schritt 802 erfolgt ein Verändern der Länge der Ankerverbindung zwischen dem Anker und dem schwimmfähigen Fundament in dem Verankerungszustand, basierend auf dem Lageparameter des Offshore-Bauwerks und dem Lagesollparameter.

Es versteht sich, dass es bei der Verwendung einer Windeneinrichtung erforderlich sein kann, einen Anker tiefer im Unterwasserboden einzubinden und/oder das Gewicht des Ankers zu erhöhen (im Vergleich zu dem Fall, dass keine Windeneinrichtung vorgesehen ist).