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EP4441859A1 - Seekabelsystem und verfahren zum verlegen eines seekabelsystems - Google Patents

Seekabelsystem und verfahren zum verlegen eines seekabelsystems

Info

Publication number
EP4441859A1
EP4441859A1 EP22821861.6A EP22821861A EP4441859A1 EP 4441859 A1 EP4441859 A1 EP 4441859A1 EP 22821861 A EP22821861 A EP 22821861A EP 4441859 A1 EP4441859 A1 EP 4441859A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
submarine cable
transition piece
cable
section
transition
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP22821861.6A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Stefan DOMINGUEZ EBITSCH
Sebastian Obermeyer
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
RWE Offshore Wind GmbH
Original Assignee
RWE Offshore Wind GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by RWE Offshore Wind GmbH filed Critical RWE Offshore Wind GmbH
Publication of EP4441859A1 publication Critical patent/EP4441859A1/de
Pending legal-status Critical Current

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02G—INSTALLATION OF ELECTRIC CABLES OR LINES, OR OF COMBINED OPTICAL AND ELECTRIC CABLES OR LINES
    • H02G9/00—Installations of electric cables or lines in or on the ground or water
    • H02G9/06—Installations of electric cables or lines in or on the ground or water in underground tubes or conduits; Tubes or conduits therefor
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02G—INSTALLATION OF ELECTRIC CABLES OR LINES, OR OF COMBINED OPTICAL AND ELECTRIC CABLES OR LINES
    • H02G9/00—Installations of electric cables or lines in or on the ground or water
    • H02G9/02—Installations of electric cables or lines in or on the ground or water laid directly in or on the ground, river-bed or sea-bottom; Coverings therefor, e.g. tile
    • H02G9/025—Coverings therefor, e.g. tile
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01B—CABLES; CONDUCTORS; INSULATORS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR CONDUCTIVE, INSULATING OR DIELECTRIC PROPERTIES
    • H01B7/00—Insulated conductors or cables characterised by their form
    • H01B7/14—Submarine cables
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01B—CABLES; CONDUCTORS; INSULATORS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR CONDUCTIVE, INSULATING OR DIELECTRIC PROPERTIES
    • H01B7/00—Insulated conductors or cables characterised by their form
    • H01B7/17—Protection against damage caused by external factors, e.g. sheaths or armouring
    • H01B7/18—Protection against damage caused by wear, mechanical force or pressure; Sheaths; Armouring
    • H01B7/22—Metal wires or tapes, e.g. made of steel
    • H01B7/221—Longitudinally placed metal wires or tapes
    • H01B7/225—Longitudinally placed metal wires or tapes forming part of an outer sheath
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02G—INSTALLATION OF ELECTRIC CABLES OR LINES, OR OF COMBINED OPTICAL AND ELECTRIC CABLES OR LINES
    • H02G1/00—Methods or apparatus specially adapted for installing, maintaining, repairing or dismantling electric cables or lines
    • H02G1/06—Methods or apparatus specially adapted for installing, maintaining, repairing or dismantling electric cables or lines for laying cables, e.g. laying apparatus on vehicle
    • H02G1/10—Methods or apparatus specially adapted for installing, maintaining, repairing or dismantling electric cables or lines for laying cables, e.g. laying apparatus on vehicle in or under water
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02G—INSTALLATION OF ELECTRIC CABLES OR LINES, OR OF COMBINED OPTICAL AND ELECTRIC CABLES OR LINES
    • H02G15/00—Cable fittings
    • H02G15/02—Cable terminations
    • H02G15/04—Cable-end sealings
    • H02G15/043—Cable-end sealings with end caps, e.g. sleeve closed at one end
    • H02G15/046—Cable-end sealings with end caps, e.g. sleeve closed at one end with bores or protruding portions allowing passage of cable conductors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02G—INSTALLATION OF ELECTRIC CABLES OR LINES, OR OF COMBINED OPTICAL AND ELECTRIC CABLES OR LINES
    • H02G15/00—Cable fittings
    • H02G15/08—Cable junctions
    • H02G15/10—Cable junctions protected by boxes, e.g. by distribution, connection or junction boxes
    • H02G15/12—Cable junctions protected by boxes, e.g. by distribution, connection or junction boxes for incorporating transformers, loading coils or amplifiers
    • H02G15/14—Cable junctions protected by boxes, e.g. by distribution, connection or junction boxes for incorporating transformers, loading coils or amplifiers specially adapted for submarine cables
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B2017/0095—Connections of subsea risers, piping or wiring with the offshore structure

Definitions

  • the subject relates to a submarine cable system and a method for laying such a submarine cable system.
  • submarine cables must be able to transport high electrical power. Therefore, they must have a high current carrying capacity. This leads to considerable line cross-sections in the electrical power lines. Furthermore, the submarine cables are exposed to high mechanical loads, so that appropriate mechanical protection must be provided. This can be mechanical protection against tensile, shear, bending, torsional or other forces. Such protection is usually provided by metallic reinforcement. One or more armor layers can be provided in a submarine cable for this purpose. In addition, the submarine cables are usually exposed to salt water, which is highly corrosive. The strands of the power lines must also be protected here, so that various insulation layers are provided in order to be able to prevent the ingress of seawater or the diffusion of seawater as completely as possible.
  • the high electrical power leads to heating of the strands due to ohmic losses. These ohmic losses are minimized as much as possible by selecting the largest possible line cross-section and the metal of the stranded wire preferably having a high conductance, for example aluminum, copper or a copper alloy.
  • the submarine cable is used as an AC line, currents are induced within the armor due to the metallic armor. These induced eddy currents also generate ohmic losses in the armor. Both lead to thermal losses and the associated heating of the cable.
  • the thermal losses along the submarine cable are generally well dissipated by the surrounding water and/or the seabed, so that there is sufficient heat dissipation from the submarine cable, even when very high electrical power is being transmitted.
  • the submarine cable is routed to an onshore facility (station).
  • the submarine cable is nowadays transferred to an underground cable duct at a transition point near the coast.
  • a cable duct often designed as an HDD (Horizontal Directional Drilling) duct, runs underground from the transition point of the submarine cable to the onshore facility or to the Transition Joint Bay (TJB), where the transition to the onshore cable takes place.
  • the duct is often empty (the cable is surrounded by air) but can be filled with filler material, usually grout or other filler material, preferably mineral, to improve the thermal conductivity of the cable.
  • the plastic tube provides additional thermal insulation for the submarine cable.
  • the object was based on the task of increasing the maximum current carrying capacity of a laid submarine cable.
  • a subject submarine cable has two distal ends. At least two power lines run between these two distal ends. However, more than two, in particular three, four or five power lines can preferably also be routed within an actual submarine cable.
  • the power lines are used to transport electrical energy.
  • the power lines are preferably operated as AC lines. Then the present solution is particularly advantageous due to lower eddy current losses. Nevertheless, the present solution can also be used with direct current lines.
  • Each of the power lines has a stranded wire for the transmission of electrical power.
  • a strand can be a multifilament strand or a solid strand.
  • a multifilament strand is preferred, which is formed from many filaments (wires/strands), which are preferably stranded or twisted.
  • Each strand of each of the power lines is surrounded by an insulating layer.
  • An insulation layer can be formed from one material or from a laminate of different materials and/or layers.
  • the insulation layers can in particular be extruded onto the strands. Also can
  • the strands of the respective power lines are insulated from one another by the insulation layers.
  • the dielectric strength is at least 1000 V, preferably more than 1000 V.
  • the at least two power lines can each be routed individually, but in concrete terms at least jointly in a metallic reinforcement.
  • the metallic reinforcement can have one or more layers and is preferably formed by metallic wires.
  • the metallic wires of the respective armor layers can be routed to one another in lang lay or in counter lay.
  • the insulation layers of the individual power lines can be routed in a common insulation layer. This can then be surrounded by the metallic reinforcement.
  • the metallic reinforcement is surrounded by at least one additional, outer insulating layer.
  • Both the inner and the outer insulation layer can be multi-layered, laminated, multi-layered and/or the like.
  • the materials of the insulation layers can be the same as or different from one another.
  • a submarine cable is usually laid from an offshore station to an onshore station or Transition Joint Bay (TJB).
  • a first distal end of the submarine cable is mechanically and, in particular, also electrically connected in the offshore station, and the second distal end of the submarine cable is mechanically and, in particular, also electrically connected in the onshore station or Transition Joint Bay (TJB).
  • the submarine cable in question is characterized by two sections.
  • the power lines run in both sections, with the power line not being interrupted particularly between the distal ends.
  • a first section of the submarine cable is formed from a first of the distal ends of the submarine cable to a transition area.
  • a second section of the submarine cable is formed starting from the transition area to a second of the distal ends of the submarine cable. The transition area thus forms the transition between the two sections of the submarine cable.
  • the power lines are routed in the metallic reinforcement and the outer insulation layer surrounding the metallic reinforcement.
  • the first section of the submarine cable is formed like a conventional submarine cable, that is to say with all the insulation and armor layers as is conventionally implemented.
  • the energy lines preferably extend uninterruptedly across the transition area into the second section.
  • the power lines are free of the metallic reinforcement and the outer insulation layer surrounding the metallic reinforcement. As a result, no thermal losses can occur in the second section due to eddy currents in the reinforcement. Furthermore, the thermal convection on the power lines is increased compared to the thermal convection in the first section due to the removed outer insulation.
  • the second section is that section of the submarine cable that is routed onshore
  • the first section of the cable is that section of the submarine cable that is routed offshore/underwater/in the seabed.
  • the submarine cable is provided with a sleeve-shaped transition piece in the transition area.
  • This transition piece has a through opening.
  • the transition area is preferably arranged within the through-opening.
  • the transition piece is preferably divided into at least two parts, with a first part preferably being formed as a one-piece collar with a passage.
  • the first section of the submarine cable with the outer insulation can be routed in the passage of the sleeve.
  • This first sleeve can end in a second part of the transition piece.
  • the second part can be formed as a multi-part sleeve with a number of passages that corresponds to the number of power lines of the submarine cable.
  • the energy lines can be routed with their respective insulating layer into the respective passage of the multi-part sleeve.
  • the passages of the two cuffs preferably have inner lateral surfaces, in particular made of a plastic.
  • the passages have a diameter which is formed in an interference fit with the outer diameter of the outer insulation layer on the one hand and the insulation layer surrounding the strands on the other hand.
  • the inner lateral surfaces of the passages are preferably formed from the same or a similar plastic as the respective insulating layer which is in contact with the inner lateral surface of the passage of the collar.
  • the transition piece is used to mechanically connect the submarine cable from offshore laying to laying in an underground cable duct.
  • the transition piece is preferably inserted into the cable duct together with the submarine cable or connected to the cable duct, in particular screwed.
  • the submarine cable system includes a cable duct.
  • the cable duct has an opening to accommodate the transition piece.
  • the transition piece is preferably inserted or pushed into the opening of the cable duct in such a way that an outer lateral surface of the transition piece rests against an inner lateral surface of the cable duct in the region of the opening.
  • the transition piece is preferably plugged into the opening of the cable duct in the form of a plug.
  • the transition piece can also be arranged in the manner of a flange at the opening of the cable duct.
  • the cuff of the transition piece accommodating the first section of the cable can preferably be at least partially outside the cable duct and/or the cuffs of the transition piece accommodating the second section of the cable can preferably be at least partially inside the cable duct.
  • the submarine cable can be plugged into the transition piece with the first section in a first cuff.
  • This first cuff can have a flange-like overhang on one end.
  • the reinforcement can be placed on the face of the flange-like projection.
  • the wires of the reinforcement are preferably fanned out and bent radially outwards, so that they can rest on the end face of the flange.
  • the end face of the flange or the end face of the collar on which the reinforcement is placed can be mechanically connected to a flange-like radial projection at the opening of the cable duct such that the reinforcement is clamped between the two flanges.
  • the collar of the second part of the transition piece can be screwed onto the face of the flange of the first part, on which the reinforcement rests, so that the reinforcement is then clamped between the flange-like faces of the two parts.
  • the reinforcement is clamped in the transition piece between two flange-like radial projections.
  • the armor can be grounded.
  • the first section of the submarine cable is inserted into the passage opening in a watertight manner.
  • the outer insulation of the submarine cable can lie against the inner lateral surface of a first collar of the transition piece.
  • the first sleeve forms the passage opening in the area of the first section of the submarine cable.
  • the submarine cable is inserted, in particular pushed, into this passage opening up to the transition area.
  • the second section of the submarine cable is led out of the passage opening in a watertight manner.
  • a second collar can be provided on the second part of the transition piece. This can have a plurality of passages, each enclosing one of the energy lines.
  • the outer lateral surface of the insulation layer surrounding the respective stranded wires can bear against the inner lateral surface of the respective passage of the second collar.
  • the transition piece can hit the flange-like radial projection of the cable duct with its flange-like radial projection.
  • a radially protruding flange can be formed on an end face of the cable duct, which flange is formed as a stop for the transition piece.
  • a sealing means in particular a plastic seal, can be arranged between the two flange-like projections.
  • the transition piece can be formed in two parts.
  • the two parts can be formed like a cuff.
  • the two parts can each have a flange-like overhang on one end face. These flange-like projections can be geometrically congruent to one another and can be fastened to one another in the connected state.
  • the reinforcement can between the two flanges both parts of the transition piece must be clamped. For this purpose, the reinforcement can be fanned out radially and placed between the two projections.
  • the two parts can then be connected to one another, in particular screwed together, so that the reinforcement is fixed between the surfaces of the flanges that rest against one another.
  • a seal in particular a plastic seal, can also be arranged between the two flanges of the two parts that rest against one another.
  • the two parts can be sleeve-like.
  • a first part can be a first sleeve with a passage in which the submarine cable with the outer insulation is accommodated.
  • the second part may be a second sleeve having a number of passages corresponding to the number of power lines of the submarine cable.
  • the second collar can also be formed from two individual parts that are joined together along axially extending joining surfaces. Then it is no longer necessary to thread the respective energy lines into the bushings of the cuff. The power lines may be received in the passageways of the second cuff.
  • the passage of the first part can extend towards the first section of the submarine cable.
  • the passages of the second part can extend towards the second section of the submarine cable.
  • the two parts of the transition piece in particular the sleeves, have passages into which the power lines and the submarine cable are inserted.
  • the cuffs can be joined in one piece or in several pieces.
  • the transition piece should be sealed against the cable duct. For this reason it is proposed that an outer lateral surface of the transition piece is positively attached to an inner lateral surface of the cable duct.
  • radial projections which can be spaced apart axially, can be arranged on the outer lateral surface of the transition piece. These radial projections can collar radially outwards in the shape of lips. The radial projections can rest against the inner lateral surface of the cable duct. It is particularly preferred if radial recesses are arranged on the inner lateral surface of the cable duct, corresponding to the radial projections on the outer lateral surface of the transition piece.
  • the transition piece is thus fixed in a form-fitting manner on the inner lateral surface of the cable duct.
  • the radial projections can be used to optimize a sealing effect against the ingress of water from the interface between the transition piece and the cable duct.
  • the reinforcement is fanned out in the area of the transition, in which the individual wires of the reinforcement are bent radially outwards.
  • the fanned-out reinforcement can preferably lie circumferentially around the power lines.
  • the reinforcements can be bent over in a star shape pointing radially outwards.
  • the transition piece can hold the reinforcement in a clamped manner.
  • the reinforcement can be jammed between the parts of the transition piece, or it is also possible for the reinforcement to be clamped between a flange-like projection of the transition piece and a flange of the cable duct.
  • a positive connection can also take place.
  • a corresponding profiling can be provided on the end face on which the reinforcement is fanned out to the outside.
  • the face of a flange can be provided with grooves that run radially outwards and into which the wires of the armor can be inserted. These grooves can preferably be formed corresponding to one another on the surfaces of the flanges to be joined together.
  • TJB Transition Joint Bay
  • the submarine cable is thus routed both onshore and offshore, with the power lines being uninterrupted.
  • the submarine cable is cooled offshore using the water surrounding the cable. Because the armor and the outer insulation are removed in the second section, there are fewer thermal losses in the cable duct due to the eddy currents that no longer occur in the armor that has been removed there, and on the other hand, the power lines can be cooled better because the outer insulation layer the ready-made no longer prevents.
  • the cable duct is at least partially a horizontal drilling duct, in particular a horizontal directional drilling duct (HDD duct).
  • HDD duct horizontal directional drilling duct
  • spacers can be provided on the inner walls of the cable duct, which keep the power lines at a distance from the inner wall of the cable duct. This ensures that the power lines inside the cable duct do not rest against the wall of the cable duct.
  • Another aspect is a method for laying a corresponding submarine cable system.
  • the submarine cable is assembled onshore with the two sections.
  • a first section can be manufactured with both the armor and the outer insulation, whereas a second section is manufactured without the armor and outer insulation.
  • the power lines run uninterrupted between the two sections.
  • the cable assembled in this way is connected offshore to an offshore station.
  • both an electrical and a mechanical connection takes place.
  • the mechanical connection takes place in particular in the form of a so-called cable hang-off, in which the armoring of the cable is fixed in a non-positive and/or positive manner at the offshore station.
  • the transition area is formed between the two sections of the submarine cable.
  • the submarine cable is inserted with the transition area into the passage opening of the transition piece. This process can take place both onshore during assembly or offshore during laying.
  • the submarine cable can be laid on a lay ship up to the transfer point with the first section. Then, before the submarine cable is drawn into the cable duct, the transition piece can be attached to the submarine cable.
  • the second section of the submarine cable is routed at least partially through the underground cable duct to an onshore station or Transition Joint Bay (TJB).
  • TJB Transition Joint Bay
  • the submarine cable is electrically contacted, in particular the power lines, so that electrical contact is made between the onshore station/TJB and the offshore station through the power lines.
  • the transition piece can be assembled onshore and attached to the submarine cable.
  • the submarine cable can be joined with its transition area in the passage opening of the transition piece.
  • the armoring of the submarine cable can be bent outwards in a fan-like manner and mechanically fixed to the transition piece. This can be done through the flanges of the two parts of the transition piece.
  • FIG. 2 shows an illustration of a submarine cable with two power lines
  • Fig. 4a-c a transition piece according to a second embodiment.
  • Fig. 1 shows the laying of a submarine cable system.
  • An offshore station 4 for example a substation 4, is shown in FIG.
  • Substation 4 is floating or founded in the seabed.
  • electrical and mechanical contact is made with the submarine cable 2 in a conventional manner.
  • the submarine cable 2 is routed with a first section 2a below the water surface 10 or in the seabed 6 to a transfer point 12.
  • the transfer point 12 represents a transition from laying the submarine cable 2 undersea/underground to laying the submarine cable 2 underground in the HDD.
  • a cable duct 14 for example an HDD duct, is routed.
  • This cable duct 14 is routed under a dune 16, for example.
  • the cable duct 14 leads to an onshore station or Transition Joint Bay (TJB) 18.
  • TJB Transition Joint Bay
  • the onshore station/TJB 18 is, for example, a transfer point for an electrical feed into an electrical power grid.
  • the power lines of the submarine cable 2 are electrically connected to a connection console 20.
  • the laying of the submarine cable 2, in particular the connections to the connection consoles 8, 20, is well known.
  • the first section 2a has Reinforcement and outer insulation whereas the second section is free from the reinforcement and in particular the outer insulation.
  • a transition area of a submarine cable 2 is shown in FIG. 2 by way of example.
  • the submarine cable 2 is formed from at least two power lines 22a, b.
  • the strands 24a, b of the energy lines 22a, b are formed from multifilaments, in particular twisted or stranded.
  • a single or a laminated insulating layer 26a,b may be formed around the strands 24a,b.
  • the structure of the insulation layer 26a, b or the insulation layers 26a, b is well known and will not be explained in more detail.
  • the energy lines 22a, b are preferably spaced apart from one another by a spacer 28.
  • the energy lines 22a, b are surrounded by an at least single-layer, but preferably also a multi-layer, reinforcement 30.
  • the armor 30 is formed from metallic wires.
  • the metal wires are preferably coiled or wound around the power lines 22a, b. In the case of a multi-layered armor 30, the wires can be wound in reverse lay. If several layers of reinforcement 30 are provided, they can each be insulated from one another.
  • the submarine cable 2 is provided with an outer insulation 32 .
  • the transition area On the right side the first section 2a is shown and on the left side the second section 2b is shown.
  • the cable 2 is freed from the insulation 32 and the armor 30 in the area of the transition.
  • the spacer 28 can also be removed.
  • the cable 2 only extends with its power lines 22a, b formed from the strands 24a, b and the single-layer or multi-layer insulation layer 26a, b.
  • a transition piece 34 is shown by way of example in FIGS. 3a-c and 4a-c.
  • 3a shows a sleeve-shaped transition piece 34. This can be formed from a first part 34a and a second part 34b.
  • the parts 34a, b can be in one piece or in several parts.
  • the transition piece 34 can be formed in one piece from the parts 34a, b or in several pieces from at least the parts 34a, b.
  • the first part 34a is formed to accommodate the submarine cable 2 with the first section 2a.
  • the first part 34a is shaped like a sleeve and has a through-opening 36a. In this passage opening 36a, the cable 2 can be mounted with its insulation layer 32, in particular pushed in or plugged in. The insulation 32 rests against the inner lateral surface of the through-opening 36a.
  • the second part 34b has a number of through openings 36b, which corresponds to the number of power lines 22a, b.
  • the second part 34b can also be formed in the shape of a collar.
  • the respective energy lines 24a, b rest with their respective insulation layer 26a, b on the inner lateral surfaces of the through-openings 36b.
  • the second part 34b is formed like a flange on its end face 38 . At this end face 38, the reinforcement 30 is bent radially outwards in a fan-like manner. The reinforcement 30 rests on the end face 38 .
  • FIG. 3b schematically shows the cable duct 14, which has a flange 40 on its end face.
  • This flange 40 is formed to accommodate the end face 38 . In particular, screwing can take place.
  • FIG. 3c shows how the transition piece 34 can be connected to the cable duct 14.
  • the transition piece 34 is screwed with its face 38 against the flange 40 or fixed in some other way.
  • the reinforcement 30 is clamped between the end face 38 and the flange 40 .
  • a seal 42 can be provided.
  • the cable 2 is introduced into the transition piece 34 with its first section 2a.
  • the transition piece 34 is screwed to the cable duct 14 on the flange 40 .
  • the cable runs within the cable duct 14 with its second section 2b, in particular the individual power lines 22.
  • One or more spacers can be provided on the inner wall of the cable duct 14 so that the individual power lines 22 are at a distance from the inner wall of the cable duct 14 .
  • 4a-c show another way in which a transition piece 34 can be formed.
  • 4a shows a view of a first part 34a.
  • the first part 34a has a flange 46.
  • the first part 34a is in the form of a cuff and accommodates the cable 2 with its first section 2a.
  • the reinforcement 30 can be placed outwards in a fan shape.
  • a second part 34b can be placed on this first part 34a shaped in this way, as shown in FIG. 4b.
  • the second part 34b is in two pieces and can be placed around the energy lines 22 in the region 2b in the manner of a sleeve.
  • the second part 34b is bolted with a flange 46 against the face 48 of the first part 34a.
  • the reinforcement 30 is clamped between the two parts 34a, 34b.
  • a seal 42 can additionally be provided on the end face 48 .
  • the power lines 22 are received in the second part 34b in the form of a collar and are preferably led out there in a sealed manner.
  • the transition piece 34 assembled in this way can be inserted into the cable duct 14 as shown in FIG. 4c.
  • the second section 2b with the power lines 22 is drawn into the cable duct 14 .
  • the second part 34b is also pushed into the cable duct 14 in the process.
  • the flange 46 of the first part 34a comes into contact with the flange 40.
  • a seal 42 may be provided.
  • Flange 40 is bolted to flange 46.
  • the cable 2 is now with its first section 2a substantially outside of the
  • Cable duct 14 and extends with its second section 2b within the
  • TJB Transition Joint Bay

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
  • Cable Accessories (AREA)
  • Insulated Conductors (AREA)
  • Electric Cable Installation (AREA)

Abstract

Seekabelsystem umfassend ein Seekabel mit zumindest zwei, zwischen zwei distalen Enden des Seekabels geführten Energieleitungen, wobei eine jeweilige Energieleitung eine Litze, und zumindest eine die Litze umgebende Isolationsschicht aufweist und die beiden Energieleitungen in einer gemeinsamen, metallischen Armierung und einer die metallische Armierung umgebende äußeren Isolationsschicht geführt sind und wobei ein erster Abschnitt des Seekabels ausgehend von einem ersten der distalen Enden des Seekabels bis zu einem Übergangsbereich gebildet ist wobei im ersten Abschnitt die Energieleitungen in der metallischen Armierung und der die metallische Armierung umgebende äußeren Isolationsschicht geführt sind und ein zweiter Abschnitt des Seekabels ausgehend von dem Übergangsbereich bis zu einem zweiten der distalen Enden des Seekabels gebildet ist, wobei im zweiten Abschnitt die Energieleitungen frei von der metallischen Armierung und der die metallische Armierung umgebende äußeren Isolationsschicht sind, ein hülsenförmiges Übergangsstück mit einer Durchgangsöffnung, wobei der Übergangsbereich innerhalb der Durchgangsöffnung angeordnet ist.

Description

Seekabelsystem und Verfahren zum Verlegen eines Seekabelsystems
Der Gegenstand betrifft ein Seekabelsystem sowie ein Verfahren zur Verlegung eines solchen Seekabelsystems.
Durch den zunehmenden Ausbau der elektrischen Energiegewinnung auf hoher See (Offshore) werden auch vermehrt elektrische Seekabel zwischen einer Offshore Anlage und einer Onshore Anlage verlegt. In der Regel sind Offshore mehrere Erzeugungsanlagen, beispielsweise Windturbinen, mit einer Transformatorstation, auch Substation genannt, verbunden. Ausgehend von dieser Substation wird die durch die Erzeugungsanlagen gewonnene elektrische Energie über ein elektrisches Seekabel zu einer Onshore Anlage übertragen. Über die Onshore Anlage wird die elektrische Energie in das elektrische Netz eingespeist.
Seekabel müssen einerseits hohe elektrische Leistungen transportieren können. Daher müssen sie eine große Stromtragfähigkeit haben. Dies führt zu erheblichen Leitungsquerschnitten in den elektrischen Energieleitungen. Ferner werden die Seekabel hohen mechanischen Belastungen ausgesetzt, sodass ein entsprechender mechanischer Schutz vorgesehen sein muss. Dies kann ein mechanischer Schutz gegenüber Zug-, Scher-, Biege-, Torsions- oder sonstigen Kräften sein. Ein solcher Schutz wird in der Regel durch eine metallische Armierung gewährleistet. Ein oder mehrere Armierungsschichten können hierfür in einem Seekabel vorgesehen sein. Darüber hinaus sind die Seekabel in der Regel Salzwasser ausgesetzt, welches stark korrosiv ist. Die Litzen der Energieleitungen müssen auch hier gegenüber geschützt sein, so dass diverse Isolationsschichten vorgesehen sind, um den Eintritt von Seewasser oder die Diffusion von Seewasser möglichst vollständig unterbinden zu können. Diese beiden Anforderungen an sowohl mechanische Stabilität als auch Stabilität gegenüber Umwelteinflüssen läuft dem Bedürfnis zuwider, hohe elektrische Leistungen in dem Seekabel zu führen. Die hohen elektrischen Leistungen führen zum einen zu einem Erhitzen der Litzen aufgrund ohmscher Verluste. Diese ohmschen Verluste werden möglichst minimiert, in dem der Leitungsquerschnitt so groß wie möglich gewählt wird und das Metall der Litze vorzugsweise einen hohen Leitwert hat, beispielsweise Aluminium, Kupfer oder eine Kupferlegierung. Andererseits kommt es jedoch bei der Verwendung des Seekabels als Wechselstromleitung aufgrund der metallischen Armierung zu induzierten Strömen innerhalb der Armierung. Diese induzierten Wirbelströme erzeugen ebenfalls ohmsche Verluste in der Armierung. Beides führt zu thermischen Verlusten und damit einhergehend einem Erhitzen des Kabels.
Die thermischen Verluste entlang des Seekabels werden in der Regel durch das umgebende Wasser und/oder den Meeresboden gut abgeführt, so dass eine ausreichende Wärmeabfuhr des Seekabels gegeben ist, auch wenn sehr hohe elektrische Leistungen übertragen werden.
Wie eingangs bereits erwähnt, wird das Seekabel zu einer Onshore Anlage (Station) geführt. Hierzu wird das Seekabel heutzutage in Küstennähe an einer Übergangsstelle in einen unterirdischen Kabelkanal überführt. Ein solcher, häufig als HDD (Horizontal Directional Drilling) Duct ausgeführter Kabelkanal verläuft unterirdisch von der Übergangsstelle des Seekabels bis hin zur Onshore Anlage oder zur Transition Joint Bay (TJB), wo der Übergang zum onshore Cable erfolgt . Der Kabelkanal ist häufig leer (das Kabel ist von Luft umgeben), kann aber zur Verbesserung der Wärmeleitfähigkeit des Kabels mit Füllmaterial, in der Regel Grout oder ein sonstiges, vorzugsweise mineralisches Füllmaterial, gefüllt werden. Das Kunststoffrohr führt zu einer zusätzlichen thermischen Isolation des Seekabels.
Das fehlende Wasser und die härtere Bedingungen (sehr tief installierte Kabel, die möglicherweise von Luft in Kunststoffrohren umgeben sind) führt dazu, dass das Seekabel nicht mehr so gut gekühlt wird, wie bei der Verlegung unter Wasser oder im Seeboden. Insgesamt führt diese Art der Verlegung onshore dazu, dass die maximal zu übertragende Leistung der Seekabel gegenüber einer Verlegung der Seekabel ausschließlich unter Wasser/im Seeboden begrenzt ist. Um diese Nachteile zu kompensieren, müssen heutzutage entweder über das Seekabel übertragene elektrische Leistung gedrosselt oder die Leitungsquerschnitte erheblich vergrößert werden. Beides führt im Ergebnis zu erheblichen Mehrkosten.
Dem Gegenstand lag die Aufgabe zugrunde, die maximale Stromtragfähigkeit eines verlegten Seekabels zu erhöhen.
Diese Aufgabe wird durch ein Seekabelsystem nach Anspruch 1 sowie ein Verfahren nach Anspruch 15 gelöst.
Ein gegenständliches Seekabel hat zwei distale Enden. Zwischen diesen beiden distalen Enden verlaufen zumindest zwei Energieleitungen. Bevorzugt können jedoch auch mehr als zwei, insbesondere drei, vier oder fünf Energieleitungen innerhalb eines gegenständlichen Seekabels geführt sein. Die Energieleitungen dienen zum Transport elektrischer Energie. Die Energieleitungen werden dabei bevorzugt als Wechselstromleitungen betrieben. Dann ist die gegenständliche Lösung besonders vorteilhaft wegen geringeren Wirbelstromverlusten. Dennoch kann die gegenständliche Lösung auch bei Gleichstromleitungen zum Einsatz kommen. Zur Übertragung elektrischer Energie weist jede der Energieleitungen eine Litze auf. Eine Litze kann eine Multifilament-Litze oder eine Vollmateriallitze sein. Bevorzugt ist eine Multifilament-Litze, welche aus vielen Filamenten (Drähten / Litzen), die bevorzugt verseilt oder verdrillt sind, gebildet ist. Jede Litze einer jeden der Energieleitungen ist mit einer Isolationsschicht umgeben.
Eine Isolationsschicht kann dabei aus einem Material oder aus einem Laminat verschiedener Materialen und/oder Schichten gebildet sein. Die Isolationsschichten können insbesondere auf die Litzen aufextrudiert sein. Auch können
Isolationsschichten um die Litzen gewickelt sein.
Durch die Isolationsschichten sind die Litzen der jeweiligen Energieleitungen zueinander isoliert. Die Durchschlagfestigkeit beträgt dabei zumindest 1000 V, bevorzugt mehr als 1000 V.
Die zumindest zwei Energieleitungen können jeweils einzeln, gegenständlich jedoch zumindest gemeinsam in einer metallischen Armierung geführt sein. Die metallische Armierung kann ein- oder mehrschichtig sein und ist bevorzugt durch metallische Drähte gebildet. Die metallischen Drähte der jeweiligen Armierungsschichten können im Gleichschlag oder in einem Gegenschlag zueinander geführt sein. Zunächst können die Isolationsschichten der einzelnen Energieleitungen in einer gemeinsamen Isolationsschicht geführt sein. Diese kann dann von der metallischen Armierung umgeben sein. Schließlich ist die metallische Armierung von zumindest einer weiteren, äußeren Isolationsschicht umgeben. Sowohl die innere als auch die äußere Isolationsschicht kann mehrlagig, laminiert, mehrschichtig und/oder dergleichen sein. Die Materialien der Isolationsschichten können gleich oder verschieden zueinander sein.
Ein Seekabel wird in der Regel von einer Offshore-Station zu einer Onshore-Station oder Transition Joint Bay (TJB) verlegt. Hierbei wird ein erstes distales Ende des Seekabels mechanisch und insbesondere auch elektrisch in der Offshore-Station angeschlossen und das zweite distale Ende des Seekabels wird mechanisch und insbesondere auch elektrisch in der Onshore-Station oder Transition Joint Bay (TJB) angeschlossen.
Das gegenständliche Seekabel ist durch zwei Abschnitte gekennzeichnet. In beiden Abschnitten verlaufen die Energieleitungen, wobei insbesondere zwischen den distalen Enden keine Unterbrechung der Energieleitung erfolgt. Das heißt, dass das Seekabel, insbesondere die Energieleitung des Seekabels unterbrechungsfrei zwischen der Offshore- Station und der Onshore-Station oder Transition Joint Bay (TJB) geführt sind. Ein erster Abschnitt des Seekabels ist ausgehend von einem ersten der distalen Enden des Seekabels bis zu einem Übergangsbereich gebildet. Ein zweiter Abschnitt des Seekabels ist ausgehend von dem Übergangsbereich bis zu einem zweiten der distalen Enden des Seekabels gebildet. Somit bildet der Übergangsbereich den Übergang zwischen den beiden Abschnitten des Seekabels.
Im ersten Abschnitt des Seekabels sind die Energieleitungen in der metallischen Armierung und der die metallischen Armierung umgebenden äußeren Isolationsschicht geführt. Insbesondere ist das Seekabel im ersten Abschnitt wie ein herkömmliches Seekabel gebildet, also mit allen Isolations- und Armierungsschichten, wie dies herkömmlicherweise realisiert ist.
Ausgehend vom ersten Abschnitt erstrecken sich die Energieleitungen bevorzugt ununterbrochen über den Übergangsbereich in den zweiten Abschnitt.
Im zweiten Abschnitt sind die Energieleitungen frei von der metallischen Armierung und der die metallischen Armierung umgebenden äußeren Isolationsschicht. Dies führt dazu, dass im zweiten Abschnitt keine thermischen Verluste durch Wirbelströme in der Armierung auftreten können. Ferner ist die thermische Konvektion an den Energieleitungen aufgrund der entfernten äußeren Isolation gegenüber der thermischen Konvektion im ersten Abschnitt erhöht.
Der zweite Abschnitt ist dabei derjenige Abschnitt des Seekabels, der onshore geführt ist, wohingegen der erste Abschnitt des Kabels derjenige Abschnitt des Seekabels ist, der unter Wasser/im Seeboden, offshore geführt ist. Am Übergangsbereich wird das Seekabel mit einem hülsenförmigen Übergangsstück versehen. Dieses Übergangsstück hat eine Durchgangsöffnung. Bevorzugt ist innerhalb der Durchgangsöffnung der Übergangsbereich angeordnet. Gemäß einem Ausführungsbeispiel ist es möglich, dass das Seekabel onshore gefertigt wird und bevorzugt auch bereits onshore das Übergangsstück mit dem Seekabel gefügt wird, sodass der erste Abschnitt, und insbesondere Übergangsbereich innerhalb der Durchgangsöffnung liegt. Gemäß einem weiteren Ausführungsbeispiel ist es jedoch auch möglich, dass das Seekabel ohne Übergangsstück onshore gefertigt wird und erst offshore mit dem Übergangsstück gefügt wird.
Das Übergangsstück ist gemäß einem Ausführungsbeispiel bevorzugt zumindest zweigeteilt, wobei ein erster Teil bevorzugt als einteilige Manschette mit einem Durchgang gebildet ist. In dem Durchgang der Manschette kann der erste Abschnitt des Seekabels mit der äußeren Isolation geführt sein. Diese erste Manschette kann in einem zweiten Teil des Übergangsstücks münden. Der zweite Teil kann als mehrteilige Manschette mit einer Anzahl an Durchgängen gebildet sein, die der Anzahl der Energieleitungen des Seekabels entspricht. Die Energieleitungen können mit ihrer jeweiligen Isolationsschicht in den jeweiligen Durchgang der mehrteiligen Manschette geführt sein.
Die Durchgänge der beiden Manschetten haben bevorzugt innere Mantelflächen, insbesondere aus einem Kunststoff. Die Durchgänge haben insbesondere einen Durchmesser, der in Presspassung zu dem äußeren Durchmesser einerseits der äußeren Isolationsschicht und andererseits der die Litzen umgebenden Isolationsschicht gebildet ist. Bevorzugt sind die inneren Mantelflächen der Durchgänge aus einem gleichen oder einem ähnlichen Kunststoff gebildet, wie die jeweilige Isolationsschicht, welche an der inneren Mantelfläche des Durchgangs der Manschette anliegt.
Das Übergangsstück dient dem mechanischen Verbinden des Seekabels ausgehend von der Offshore Verlegung hin zu einer Verlegung in einem unterirdischen Kabelschacht. Das Übergangsstück wird dabei bevorzugt zusammen mit dem Seekabel in den Kabelschacht eingesteckt oder an den Kabelschacht angebunden, insbesondere verschraubt. Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass das Seekabelsystem einen Kabelschacht umfasst. Der Kabelschacht hat eine Öffnung zur Aufnahme des Übergangsstücks. Das Übergangsstück wird dabei bevorzugt derart in die Öffnung des Kabelschachts eingesteckt oder geschoben, dass eine äußere Mantelfläche des Übergangsstücks an einer inneren Mantelfläche des Kabelschachts im Bereich der Öffnung anliegt. Das Übergangsstück wird bevorzugt stopfenförmig in die Öffnung des Kabelschachts eingesteckt. Auch kann das Übergangsstück flanschartig an der Öffnung des Kabelschachts angeordnet sein. Dabei kann die den ersten Abschnitt des Kabels aufnehmende Manschette des Übergangsstücks bevorzugt zumindest teilweise außerhalb des Kabelschachts liegen und/oder die den zweiten Abschnitt des Kabels aufnehmenden Manschetten des Übergangsstücks bevorzugt zumindest teilweise innerhalb des Kabelschachts liegen.
Das Seekabel kann in das Übergangsstück mit dem ersten Abschnitt in eine erste Manschette eingesteckt sein. Diese erste Manschette kann an einer Stirnseite eine flanschartige Auskragung haben. Auf die Stirnfläche der flanschartigen Auskragung kann die Armierung aufgelegt werden. Dabei werden die Drähte der Armierung bevorzugt aufgefächert radial nach außen gebogen, so dass sie auf der Stirnfläche des Flansches aufliegen können.
Die Stirnfläche des Flansches oder die Stirnfläche der Manschette, auf die die Armierung aufgelegt ist, kann mit einer flanschartigen radialen Auskragung an der Öffnung des Kabelkanals mechanisch verbunden werden, derart, dass die Armierung zwischen den beiden Flanschen verklemmt ist.
Auch ist es möglich, dass die Manschette des zweiten Teils des Übergangsstücks auf die Stirnseite des Flansches des ersten Teils, auf der die Armierungen aufliegen, aufgeschraubt wird, sodass dann die Armierung zwischen den flanschartigen Stirnflächen der beiden Teile verklemmt ist. Somit ist bevorzugt, dass die Armierung im Übergangsstück zwischen zwei flanschartigen radialen Auskragungen verklemmt ist. Die Armierung kann geerdet sein.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der erste Abschnitt des Seekabels wasserdicht in die Durchgangsöffnung eingeführt ist. Hierzu kann die äußere Isolation des Seekabels an der inneren Mantelfläche einer ersten Manschette des Übergangsstücks anliegen. Die erste Manschette bildet die Durchgangsöffnung im Bereich des ersten Abschnitts des Seekabels. Das Seekabel ist in diese Durchgangsöffnung bis bevorzugt zum Übergangsbereich hinein gefügt, insbesondere geschoben.
Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass der zweite Abschnitt des Seekabels wasserdicht aus der Durchgangsöffnung herausgeführt ist. Hierzu kann eine zweite Manschette an dem zweiten Teil des Übergangsstücks vorgesehen sein. Diese kann mehrere Durchgänge aufweisen, die jeweils eine der Energieleitungen umschließend aufnehmen. Auch hier kann wiederum die äußere Mantelfläche, der die jeweiligen Litzen umgebenden Isolationsschicht an der inneren Mantelfläche des jeweiligen Durchgangs der zweiten Manschette anliegen.
Das Übergangsstück kann mit seiner flanschartigen radialen Auskragung an der flanschartigen radialen Auskragung des Kabelkanals anschlagen. An einer Stirnfläche des Kabelkanals kann ein radial auskragender Flansch gebildet sein, der als Anschlag für das Übergangsstück gebildet ist. Zwischen den beiden flanschartigen Auskragungen kann ein Dichtmittel, insbesondere eine Kunststoffdichtung, angeordnet sein.
Das Übergangsstück kann, wie bereits erwähnt zweiteilig gebildet sein. Die beiden Teile können manschettenartig gebildet sein. Die beiden Teile können an jeweils einer Stirnfläche eine flanschartige Auskragung haben. Diese flanschartigen Auskragungen können geometrisch kongruent zueinander sein und im verbundenen Zustand aneinander befestigt sein. Die Armierung kann zwischen den beiden Flanschen der beiden Teile des Übergangsstücks klemmend fixiert sein. Hierzu kann die Armierung radial nach außen aufgefächert werden und zwischen die beiden Auskragungen gelegt werden. Anschließend können die beiden Teile miteinander verbunden, insbesondere miteinander verschraubt werden, sodass die Armierung zwischen den Flächen der aneinander anliegenden Flansche fixiert ist. Auch kann zwischen den beiden aneinander anliegenden Flanschen der beiden Teile eine Dichtung, insbesondere eine Kunststoffdichtung angeordnet sein.
Die beiden Teile können, wie bereits erwähnt, manschettenartig sein. Ein erstes Teil kann eine erste Manschette mit einem Durchgang sein, in der das Seekabel mit der äußeren Isolation aufgenommen ist. Das zweite Teil kann eine zweite Manschette sein, die eine Anzahl an Durchgängen aufweist, die der Anzahl der Energieleitungen des Seekabels entspricht. Insbesondere die zweite Manschette kann auch aus zwei Einzelteilen gebildet werden, die entlang axial verlaufender Fügeflächen miteinander gefügt werden. Dann ist es nicht mehr notwendig die jeweiligen Energieleitungen in die Durchführungen der Manschette einzufädeln. Die Energieleitungen können in den Durchgängen der zweiten Manschette aufgenommen sein.
Der Durchgang des ersten Teils kann sich in Richtung des ersten Abschnitts des Seekabels erstrecken. Die Durchgänge des zweiten Teils können sich in Richtung des zweiten Abschnitts des Seekabels erstrecken. Im montierten Zustand ist der erste Abschnitt des Seekabels in dem ersten Teil geführt. Im montierten Zustand ist der zweite Abschnitt des Seekabels bevorzugt in dem zweiten Teil geführt. Im montierten Zustand ragt das Seekabel aus dem zweiten Teil mit seinem zweiten Abschnitt heraus.
Die beiden Teile des Übergangsstücks, insbesondere die Manschetten, haben Durchgänge, in die die Energieleitungen und das Seekabel eingeführt sind. Die Manschetten können einstückig oder mehrstückig gefügt sein.
Das Übergangsstück sollte gegenüber dem Kabelkanal abgedichtet sein. Aus diesem Grunde wird vorgeschlagen, dass eine äußere Mantelfläche des Übergangsstücks formschlüssig an einer inneren Mantelfläche des Kabelkanals befestigt ist. Hierbei können insbesondere radiale Vorsprünge, die axial voneinander beabstandet sein können, an der äußeren Mantelfläche des Übergangsstücks angeordnet sein. Diese radialen Vorsprünge können lippenförmig radial nach außen kragen. Die radialen Vorsprünge können an der inneren Mantelfläche des Kabelkanals anliegen. Besonders bevorzugt ist, wenn korrespondierend zu den radialen Vorsprüngen an der äußeren Mantelfläche des Übergangsstücks an der inneren Mantelfläche des Kabelkanals radiale Rücksprünge angeordnet sind. Das Übergangsstück wird somit formschlüssig an der inneren Mantelfläche des Kabelkanals fixiert. Durch die radialen Vorsprünge kann eine Dichtwirkung gegenüber Wasser eintritt ab der Grenzfläche zwischen Übergangsstück und Kabelkanal optimiert werden.
Wie bereits erläutert wird die Armierung im Bereich des Übergangs aufgefächert, in dem die einzelnen Drähte der Armierung radial nach außen gebogen werden. Die aufgefächerte Armierung kann dabei bevorzugt umlaufend um die Energieleitungen liegen. Die Armierungen können sternförmig radial nach außen weisend umgebogen sein. Das Übergangsstück kann die Armierung klemmend aufnehmen. Hierzu kann entweder ein verklemmen der Armierung zwischen den Teilen des Übergangsstücks erfolgen oder es ist auch möglich, dass die Armierung klemmend zwischen einer flanschartigen Auskragung des Übergangsstücks und einem Flansch des Kabelkanals verklemmt wird.
Zu der kraftschlüssigen Aufnahme durch Verklemmen kann zusätzlich ein Formschluss erfolgen. Hierzu kann an der Stirnfläche, an der die Armierung nach außen aufgefächert wird, eine entsprechende Profilierung vorgesehen sein. Die Stirnfläche eines Flansches kann mit Nuten versehen werden, die radial nach außen verlaufen und in die die Drähte der Armierung eingelegt werden können. Diese Nuten können bevorzugt an den Flächen der miteinander zu fügenden Flansche korrespondieren zueinander geformt sein. Gemäß einem Ausführungsbeispiel wird vorgeschlagen, dass das Seekabel mit seinem ersten Abschnitt ausgehend von einer Offshore-Station bis zum Übergangsstück geführt ist und dass das Übergangsstück in den Kabelkanal geführt ist. Das Seekabel ist danach mit seinem zweiten Abschnitt innerhalb des Kabelkanals unterirdisch zu einer Onshore-Station oder Transition Joint Bay (TJB) geführt. Das Seekabel ist somit Onshore als auch Offshore geführt, wobei die Energieleitungen ununterbrochen sind. Die Kühlung des Seekabels erfolgt Offshore anhand des das Kabel umgebenden Wassers. Dadurch, dass in dem zweiten Abschnitt die Armierung als auch die äußere Isolation entfernt ist, kommt es im Kabelkanal zu geringeren thermischen Verlusten aufgrund der nicht mehr auftretenden Wirbelströme in der dort entfernten Armierung und andererseits kann eine bessere Kühlung der Energieleitungen erfolgen, da die äußere Isolationsschicht die Konfektion nicht mehr hindert.
Der Kabelkanal ist zumindest teilweise ein Horizontalbohrkanal, insbesondere ein Horizontal Directional Drilling Duct (HDD-Duct). Zur Sicherung des Seekabels innerhalb des Kabelkanals können an den Innenwänden des Kabelkanals Abstandhalter vorgesehen sein, die die Energieleitungen in einem Abstand zu der inneren Wand des Kabelkanals halten. Hierdurch wird sichergestellt, dass die Energieleitungen innerhalb des Kabelkanals nicht an der Wand des Kabelkanals anliegen.
Insbesondere ist eine Dreiecksverlegung der Energieleitungen innerhalb des Kabelkanals bevorzugt.
Ein weiterer Aspekt ist ein Verfahren zur Verlegung eines entsprechenden Seekabelsystems. Hierbei wird das Seekabel onshore mit den beiden Abschnitten konfektioniert. Bei der Herstellung des Seekabels kann ein erster Abschnitt mit sowohl der Armierung als auch der äußeren Isolation hergestellt werden, wohingegen ein zweiter Abschnitt ohne Armierung und äußere Isolation hergestellt wird. Die Energieleitungen verlaufen ununterbrochen zwischen den beiden Abschnitten. Das so konfektionierte Kabel wird offshore mit einer Offshore-Station verbunden. Hierbei erfolgt sowohl eine elektrische als auch eine mechanische Verbindung. Die mechanische Verbindung erfolgt insbesondere in der Form eines sogenannten Cable- Hang-Offs bei dem die Armierung des Kabels an der Offshore-Station kraft- und/oder formschlüssig fixiert wird.
Zwischen den beiden Abschnitten des Seekabels ist der Übergangsbereich gebildet. Das Seekabel wird mit dem Übergangsbereich in die Durchgangsöffnung des Übergangsstücks gefügt. Dieser Vorgang kann sowohl onshore bei der Konfektionierung erfolgen oder offshore während des Verlegens. Auf einem Verlegeschiff kann das Seekabel bis zum Übergabepunkt mit dem ersten Abschnitt verlegt werden. Anschließend kann, bevor das Seekabel in den Kabelkanal eingezogen wird, das Übergangsstück an dem Seekabel befestigt werden.
Für die Onshore Verlegung wird das Seekabel mit dem zweiten Abschnitt ausgehend von dem Übergangsstück zumindest teilweise durch den unterirdisch verlegten Kabelkanal hin zu einer Onshore-Station oder Transition Joint Bay (TJB) geführt. In der Onshore-Station/TJB wird das Seekabel insbesondere die Energieleitungen elektrisch kontaktiert, sodass eine elektrische Kontaktierung zwischen der Onshore- Station/TJB und der Offshore-Station durch die Energieleitungen erfolgt.
Das Übergangsstück kann onshore konfektioniert und an dem Seekabel befestigt werden. Hierzu kann das Seekabel mit seinem Übergangsbereich in der Durchgangsöffnung des Übergangsstücks gefügt sein. Die Armierung des Seekabels kann, wie beschrieben, fächerartig nach außen gebogen werden und an dem Übergangsstück mechanisch fixiert werden. Dies kann durch die Flansche der beiden Teile des Übergangsstücks erfolgen.
Nachfolgend wird der Gegenstand anhand einer Ausführungsbeispiele zeigenden Zeichnung näher erläutert. In der Zeichnung zeigen: Fig. 1 ein verlegtes Seekabelsystem gemäß einem Ausführungsbeispiel;
Fig. 2 eine Illustration eines Seekabels mit zwei Energieleitungen;
Fig. 3a-c ein Übergangsstück gemäß einem ersten Ausführungsbeispiel;
Fig. 4a-c ein Übergangsstück gemäß einem zweiten Ausführungsbeispiel.
Fig. 1 zeigt die Verlegung eines Seekabelsystems. In der Fig. 1 ist eine Offshore-Station 4, beispielsweise eine Substation 4 gezeigt. Die Substation 4 ist schwimmend oder im Meeresboden gegründet. Im Bereich einer elektrischen Anschlusskonsole 8 erfolgt eine elektrische als auch mechanische Kontaktierung des Seekabels 2 in herkömmlicher Art und Weise. Das Seekabel 2 wird mit einem ersten Abschnitt 2a unterhalb der Wasseroberfläche 10 oder im Seeboden 6 bis zu einem Übergabepunkt 12 geführt. Der Übergabepunkt 12 stellt einen Übergang der unterseeischen/unterirdischen Verlegung des Seekabels 2 hin zu in einer unterirdischen im HDD Verlegung des Seekabels 2 dar.
Ausgehend von dem Übergabepunkt 12 ist ein Kabelkanal 14 beispielsweise ein HDD- Duct geführt. Dieser Kabelkanal 14 ist beispielsweise unter einer Düne 16 geführt. Der Kabelkanal 14 führt zu einer Onshore-Station oder Transition Joint Bay (TJB) 18. Die Onshore-Station/TJB 18 ist beispielsweise ein Übergabepunkt für eine elektrische Einspeisung in ein elektrisches Energienetz. Auch hier erfolgt an einer Anschlusskonsole 20 ein elektrischer Anschluss der Energieleitungen des Seekabels 2. Die Verlegung des Seekabels 2 insbesondere die Anbindungen an den Anschlusskonsolen 8, 20 ist hinlänglich bekannt.
Gegenständlich wird nun vorgeschlagen, das Seekabel 2 in einem ersten Abschnitt 2a, der unterseeisch/unterirdischen geführt wird und einen zweiten Abschnitt 2b, der unterirdisch geführt wird, zu unterteilen. Der erste Abschnitt 2a verfügt über Armierung und äußere Isolation wohingegen der zweite Abschnitt frei von der Armierung und insbesondere der äußeren Isolation ist.
Ein Übergangsbereich eines Seekabels 2 ist in der Fig. 2 beispielhaft dargestellt. Das Seekabel 2 ist aus zumindest zwei Energieleitungen 22a, b gebildet. Die Litzen 24a, b der Energieleitungen 22a, b sind aus Multifilamenten, insbesondere verdrillt oder verseilt, gebildet. Um die Litzen 24a, b kann eine einzelne oder eine laminierte Isolationsschicht 26a, b gebildet sein. Der Aufbau der Isolationsschicht 26a, b oder der Isolationsschichten 26a, b ist hinlänglich bekannt und wird nicht näher erläutert.
Innerhalb des Seekabels 2 sind die Energieleitungen 22a, b bevorzugt durch einen Spacer 28 voneinander beabstandet.
Die Energieleitungen 22a, b sind mit einer zumindest einschichtigen, bevorzugt jedoch auch mehrschichtigen Armierung 30 umgeben. Die Armierung 30 ist aus metallischen Drähten gebildet. Die metallischen Drähte sind dabei bevorzugt um die Energieleitungen 22a, b gewendelt oder gewickelt. Bei einer mehrschichtigen Armierung 30 können die Drähte im Gegenschlag gewickelt sein. Wenn mehrere Schichten Armierung 30 vorgesehen sind, können diese jeweils voneinander isoliert sein. Abschließend ist das Seekabel 2 mit einer äußeren Isolation 32 versehen.
In der Fig. 2 ist der Übergangsbereich gezeigt. Auf der rechten Seite ist der erste Abschnitt 2a gezeigt und auf der linken Seite ist der zweite Abschnitt 2b gezeigt. Das Kabel 2 wird im Bereich des Übergangs von der Isolation 32 und der Armierung 30 befreit. Auch der Spacer 28 kann entfernt sein. Im zweiten Abschnitt 2b erstreckt sich das Kabel 2 nur noch mit seinen Energieleitungen 22a, b gebildet aus den Litzen 24a, b und der ein- oder mehrschichtigen Isolationsschicht 26a, b.
Ein Übergangsstück 34 ist beispielhaft in den Fig. 3a-c sowie 4a-c gezeigt. Fig. 3a zeigt ein hülsenförmiges Übergangsstück 34. Dieses kann aus einem ersten Teil 34a und einem zweiten Teil 34b gebildet sein. Die Teile 34a, b können einstückig oder mehrgeteilt sein. Das Übergangsstück 34 kann einstückig aus den Teilen 34a, b oder mehrstückig aus zumindest den Teilen 34a, b gebildet sein. Der erste Teil 34a ist zur Aufnahme des Seekabels 2 mit dem ersten Abschnitt 2a gebildet. Hierzu ist der erste Teil 34a manschettenartig geformt und hat eine Durchgangsöffnung 36a. In dieser Durchgangsöffnung 36a kann das Kabel 2 mit seiner Isolationsschicht 32 montiert, insbesondere eingeschoben oder eingesteckt sein. Die Isolation 32 liegt an der inneren Mantelfläche der Durchgangsöffnung 36a an.
Im Bereich des Übergangs schließt sich an das erste Teil 34a das zweite Teil 34b an. Das zweite Teil 34b hat eine Anzahl an Durchgangsöffnungen 36b, die der Anzahl der Energieleitungen 22a, b entspricht. Auch das zweite Teil 34b kann manschettenförmig geformt sein. Die jeweiligen Energieleitungen 24a, b liegen mit ihrer jeweiligen Isolationsschicht 26a, b an den inneren Mantelflächen der Durchgangsöffnungen 36b an. Das zweite Teil 34b ist an seiner Stirnfläche 38 flanschartig geformt. An dieser Stirnfläche 38 ist die Armierung 30 fächerartig radial nach außen gebogen. Die Armierung 30 liegt auf der Stirnfläche 38 auf.
Fig. 3b zeigt schematisch den Kabelkanal 14, der an seiner Stirnseite einen Flansch 40 aufweist. Dieser Flansch 40 ist zur Aufnahme der Stirnfläche 38 gebildet. Insbesondere kann ein Verschrauben erfolgen.
Fig. 3c zeigt, wie das Übergangsstück 34 mit dem Kabelkanal 14 verbunden werden kann. Das Übergangsstück 34 wird mit seiner Stirnfläche 38 gegen den Flansch 40 geschraubt oder in einer sonstigen Weise fixiert. Die Armierung 30 wird zwischen der Stirnfläche 38 und dem Flansch 40 verklemmt. Zusätzlich kann eine Dichtung 42 vorgesehen sein. Das Kabel 2 ist mit seinem ersten Abschnitt 2a in das Übergangsstück 34 eingeführt. Das Übergangsstück 34 wird mit dem Kabelkanal 14 am Flansch 40 verschraubt. Innerhalb des Kabelkanals 14 verläuft das Kabel mit seinem zweiten Abschnitt 2b, insbesondere den einzelnen Energieleitungen 22. An der Innenwand des Kabelkanals 14 können ein oder mehrere Abstandshalter vorgesehen sein, sodass die einzelnen Energieleitungen 22 von der inneren Wand des Kabelkanals 14 beabstandet sind.
Die Fig. 4a-c zeigen eine weitere Möglichkeit, wie ein Übergangsstück 34 gebildet sein kann. Fig. 4a zeigt eine Ansicht eines ersten Teils 34a. Das erste Teil 34a hat einen Flansch 46. Das erste Teil 34a ist manschettenförmig gebildet und nimmt das Kabel 2 mit seinem ersten Abschnitt 2a auf. An einer Stirnfläche 48 kann die Armierung 30 fächerförmig nach außen gelegt sein. Auf diesen so geformten ersten Teil 34a kann, wie in der Fig. 4b gezeigt, ein zweites Teil 34b aufgesetzt werden. Das zweite Teil 34b ist hierbei zweistückig und kann manschettenförmig um die Energieleitungen 22 im Bereich 2b gelegt werden.
Das zweite Teil 34b wird mit einem Flansch 46 gegen die Stirnfläche 48 des ersten Teils 34a geschraubt. Hierbei wird die Armierung 30 zwischen den beiden Teilen 34a, 34b verklemmt. An der Stirnfläche 48 kann zusätzlich eine Dichtung 42 vorgesehen sein.
Die Energieleitungen 22 werden in dem zweiten Teil 34b manschettenförmig aufgenommen und werden dort bevorzugt gedichtet herausgeführt. Das so zusammengefügte Übergangsstück 34 kann wie in der Fig. 4c gezeigt, in den Kabelkanal 14 eingesetzt werden. Hierzu wird der zweite Abschnitt 2b mit den Energieleitungen 22 in den Kabelkanal 14 eingezogen. Dabei wird der zweite Teil 34b ebenfalls in den Kabelkanal 14 eingeschoben. Der Flansch 46 des ersten Teils 34a kommt in Kontakt mit dem Flansch 40. Eine Dichtung 42 kann vorgesehen sein. Der Flansch 40 wird mit dem Flansch 46 verschraubt. Im gefügten Zustand liegt das Kabel 2 nunmehr mit seinem ersten Abschnitt 2a im Wesentlichen außerhalb des
Kabelkanals 14 und erstreckt sich mit seinem zweiten Abschnitt 2b innerhalb des
Kabelkanals 14. Mit Hilfe des gegenständlichen Seekabelsystems ist es möglich, die Stromtragfähigkeit von Seekabeln bei unterirdischer im HDD Verlegung zu erhöhen. Gleichzeitig kann ein Seekabel durchgängig unterseeisch/unterirdisch als auch unterirdisch im HDD verlegt werden, ohne dass Temperaturprobleme auftreten. Thermische Verluste aufgrund von Wirbelströmen in Armierungen werden reduziert.
Bezugszeichenliste
2 Seekabelsystem
4 Substation
6 Meeresboden
8 Anschlusskonsole
10 Wasseroberfläche
12 Übergabepunkt
14 Kabelkanal
16 Düse
18 Onshore-Station or Transition Joint Bay (TJB)
20 Anschlusskonsole
22a, b Energieleitung
24a, b Litze
26a, b Isolationsschicht
28 Spacer
30 Armierung
32 Isolation
34 Übergangsstück
34a, b Teil
36a, b Durchgangsöffnung
38 Stirnfläche
40 Flansch
42 Dichtung
44 Abstandhalter
46 Flansch
48 Stirnfläche

Claims

P a t e n t a n s p r ü c h e Seekabelsystem umfassend: ein Seekabel mit zumindest zwei, zwischen zwei distalen Enden des Seekabels geführten Energieleitungen, wobei eine jeweilige Energieleitung eine Litze, und zumindest eine die Litze umgebende Isolationsschicht aufweist und die beiden Energieleitungen in einer gemeinsamen, metallischen Armierung und einer die metallische Armierung umgebende äußeren Isolationsschicht geführt sind und wobei ein erster Abschnitt des Seekabels ausgehend von einem ersten der distalen Enden des Seekabels bis zu einem Übergangsbereich gebildet ist wobei im ersten Abschnitt die Energieleitungen in der metallischen Armierung und der die metallische Armierung umgebende äußeren Isolationsschicht geführt sind und ein zweiter Abschnitt des Seekabels ausgehend von dem Übergangsbereich bis zu einem zweiten der distalen Enden des Seekabels gebildet ist, wobei im zweiten Abschnitt die Energieleitungen frei von der metallischen Armierung und der die metallische Armierung umgebende äußeren Isolationsschicht sind, ein hülsenförmiges Übergangsstück mit einer Durchgangsöffnung, wobei der Übergangsbereich innerhalb der Durchgangsöffnung angeordnet ist. Seekabelsystem nach Anspruch 1 weiter umfassend einen Kabelschacht, wobei eine Öffnung des Kabelschachts zur Aufnahme des Übergangsstücks gebildet ist, derart, dass eine äußere Mantelfläche des Übergangsstücks an einer inneren Mantelfläche des Kabelschachts im Bereich der Öffnung anliegt. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest zwei Energieleitungen in dem Seekabel von der Armierung umgeben geführt sind. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Übergangsstück eine flanschartige, radiale Auskragung aufweist. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die flanschartige Auskragung an einer Stirnfläche des Kabelkanals anschlägt. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Übergangsstück zweiteilig gebildet ist, wobei die beiden Teile mit einer jeweiligen Auskragung aneinander befestig sind. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der erste Teil des Übergangsstücks sich in Richtung des ersten Abschnitts des Seekabels erstreckt und dass der zweite Teil des Übergangsstücks sich in Richtung des zweiten Abschnitts des Seekabels erstreckt. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine äußere Mantelfläche des Übergangsstücks kraft- und/oder formschlüssig an einer inneren Mantelfläche des Kabelkanals befestigt ist, insbesondere dass radiale Vorsprünge an der äußeren Mantelfläche des Übergangstücks in radial Rücksprünge an der inneren Mantelfläche des Kabelkanals eingreifen.
9. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Armierung kraftschlüssig und/oder formschlüssig, insbesondere klemmend an dem Übergangsstück befestigt ist.
10. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Seekabel mit seinem ersten Abschnitt ausgehend von einer Offshore Station bis zum Übergangsstück geführt ist, durch das Übergangsstück in den Kabelkanal geführt ist und mit seinem zweiten Abschnitt innerhalb des Kabelkanals unterirdisch zu einer Onshore Station/Transition Joint Bay (TJB) geführt ist.
11. Seekabelsystem nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Kabelkanal ein zumindest teilweise ein Horizontalbohrkanal ist.
12. Verfahren zum Verlegen eines Seekabelsystems nach einem der vorangehenden Ansprüche bei dem das Seekabel Onshore mit den beiden Abschnitten konfektioniert wird, der erste Abschnitt mit einer Offshore Station mechanisch und elektrisch verbunden wird, der das Seekabel mit dem Übergangsbereich in die Durchgangsöffnung des Übergangsstücks eingeführt wird, die Armierung des Seekabels an dem Übergangsstück mechanisch fixiert wird und das Seekabel mit dem zweiten Abschnitt ausgehend von dem Übergangsstück zumindest teilweise durch den unterirdisch verlegten Kabelkanal hin zu einer Onshore Station/Transition Joint Bay (TJB) geführt wird. 22 Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass das Seekabel Onshore mit dem Übergangsbereich in die Durchgangsöffnung des Übergangsstücks eingeführt wird und dabei Onshore die Armierung des Seekabels an dem Übergangsstück mechanisch fixiert wird.
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