Stromversorgung von Offshore-Windparks mit numerischer Modellierung von Unterseekabeln

Veröffentlicht am Mittwoch, 19. Oktober 2022

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Windkraftanlagen für Offshore-Windparks werden zunehmend weiter draußen im Meer gebaut. Dadurch entsteht ein neuer Bedarf an gut konzipierten Unterseekabeln, die größere Entfernungen zurücklegen, in tieferen Gewässern überleben und unsere Welt besser mit nachhaltiger Energie verbinden können. Hellenic Cables in Griechenland verwendet Finite-Elemente-Modellierung, um Erd- und Unterwasserkabeldesigns zu analysieren und zu validieren.

„Laws, Whitehouse hat das Fünf-Minuten-Signal empfangen. Die Spulensignale sind zu schwach, um sie weiterzuleiten. Versuchen Sie, langsam und gleichmäßig zu fahren. Ich habe eine Zwischenscheibe angebracht. Antwort durch Spulen.“

Klingt bekannt? Die obige Nachricht wurde bereits 1858 über das erste transatlantische Telegraphenkabel zwischen Neufundland und Irland gesendet. („Whitehouse“ bezieht sich auf den damaligen Chefelektriker der Atlantic Telegraph Company, Wildman Whitehouse.) Schneller Vorlauf ins Jahr 2014: Der Tiefpunkt Der Ozean beherbergt fast 300 Kommunikationskabel, die Länder verbinden und Internetkommunikation auf der ganzen Welt ermöglichen. Nochmals schnell vorwärts: Ab 2021 sind schätzungsweise 1,3 Millionen km Unterseekabel (Abbildung 1) in Betrieb, angefangen von einem kurzen 131 km langen Kabel zwischen Irland und dem Vereinigten Königreich bis hin zu dem 20.000 km langen Kabel, das Asien mit Nordamerika und dem Süden verbindet Amerika. Wir wissen, wie die Welt der Unterseekabel heute aussieht, aber wie sieht die Zukunft aus?

Abbildung 1. Unterseekabel halten die Welt verbunden.

Die Offshore-Windindustrie (OFW) ist eine der am schnellsten wachsenden Energiequellen weltweit. Es macht Sinn: Der Wind ist über dem offenen Meer stärker und gleichmäßiger als an Land. Einige Windparks können 500.000 Haushalte oder mehr mit Strom versorgen. Derzeit ist Europa Marktführer und verfügt über fast 80 % der OFW-Kapazität. Es wird jedoch erwartet, dass der weltweite Energiebedarf in 10 Jahren um 20 % steigen wird, wobei ein großer Teil dieses Bedarfs durch nachhaltige Energiequellen wie Windkraft gedeckt wird.

Offshore-Windparks (Abbildung 2) bestehen aus Netzwerken von Turbinen. Zu diesen Netzwerken gehören Kabel, die Windparks mit dem Ufer verbinden und unsere Stromnetzinfrastruktur mit Strom versorgen (Abbildung 3). Viele OFW-Parks bestehen aus geerdeten Strukturen wie Monopiles und anderen Arten von am Boden befestigten Windkraftanlagen. Der Bau der Fundamente für diese Strukturen ist teuer und in Tiefseeumgebungen schwierig zu installieren, da die Kabel im Meeresboden vergraben werden müssen. Installation und Wartung sind in flachen Gewässern einfacher durchzuführen.

Die Zukunft der Offshore-Windenergie liegt in Windparks, die auf Ballasten und Liegeplätzen schwimmen und deren Kabel direkt auf dem Meeresboden verlegt werden. Schwimmende Windparks sind eine großartige Lösung, wenn Windparks direkt vor der Küste überfüllt sind. Sie können auch die stärkeren und stärkeren Winde nutzen, die weiter draußen auf dem Meer auftreten. Es wird erwartet, dass schwimmende Windparks im nächsten Jahrzehnt immer beliebter werden. Dies ist eine besonders attraktive Option für Gebiete wie die Pazifikküste der Vereinigten Staaten und das Mittelmeer, wo die Küsten tiefer sind als in den flachen Gewässern der Atlantikküste der USA, Großbritanniens und Norwegens. Eine wichtige Anforderung schwimmender OFW-Farmen ist die Installation dynamischer Seekabel mit hoher Kapazität, die in der Lage sind, den erzeugten Strom effektiv zu nutzen und an unsere Küsten zu liefern.

Abbildung 2. Offshore-Windparks sollen dazu beitragen, den steigenden Bedarf an nachhaltiger Energie zu decken. Bild von Ein Dahmer – Eigene Arbeit. Lizenziert unter CC BY-SA 4.0, über Wikimedia Commons.

Abbildung 3. Beispiele für dreiadrige (3C) Unterseekabel, erhältlich bei Hellenic Cables.

Haben Sie schon einmal erlebt, dass das Internet langsamer als gewöhnlich ist? Schuld daran könnte ein Ausfall eines Unterseekabels sein. Kabelausfälle dieser Art sind ein häufiges – und kostspieliges – Ereignis, sei es aufgrund von Schäden durch mechanische Beanspruchung und Beanspruchung durch Grundgestein, Fischtrawler, Anker oder Probleme mit der Kabelkonstruktion selbst. Da die Offshore-Windindustrie weiter wächst, wächst auch unser Bedarf an der Entwicklung von Stromkabeln, die diese Parks sicher und effizient an unser Stromnetz anschließen können.

Vor der Reparatur oder Installation eines Unterseekabels, was Milliarden von Dollar kosten kann, müssen Kabelentwickler sicherstellen, dass die Konstruktionen unter Unterwasserbedingungen wie vorgesehen funktionieren. Heutzutage erfolgt dies typischerweise mit Hilfe der rechnergestützten elektromagnetischen Modellierung. Um die Ergebnisse der Kabelsimulation zu validieren, werden internationale Standards verwendet. Diese Standards konnten jedoch nicht mit den jüngsten Fortschritten in der Rechenleistung und den wachsenden Fähigkeiten der Simulationssoftware Schritt halten. Hellenic Cables, einschließlich seiner Tochtergesellschaft FULGOR, verwenden die Finite-Elemente-Methode (FEM), um ihre Kabeldesigns zu analysieren und sie mit experimentellen Messungen zu vergleichen, wobei sie oft bessere Ergebnisse erzielen, als die internationalen Standards bieten können.

Die Internationale Elektrotechnische Kommission (IEC) stellt Normen für Elektrokabel bereit, darunter die Norm 60287 1-1 zur Berechnung von Kabelverlusten und Stromstärken. Ein Problem mit der im Standard 60287 verwendeten Formulierung besteht darin, dass sie Kabelverluste überschätzt – insbesondere die Verluste in der Bewehrung von dreiadrigen (3C) Unterseekabeln. Kabelentwickler sind gezwungen, für die Durchführung dieser Analysen eine neue Methodik einzuführen, und das Team von Hellenic Cables ist sich dessen bewusst. „Mit einem genaueren und realistischeren Modell sind erhebliche Optimierungsspielräume zu erwarten“, sagt Dimitrios Chatzipetros, Teamleiter der Numerical Analysis-Gruppe bei Hellenic Cables. Die neue Methodik wird es Ingenieuren ermöglichen, Kabelquerschnitte zu reduzieren und dadurch ihre Kosten zu senken, was das vorrangige Ziel bei der Kabelherstellung ist.

Ein elektrisches Kabel ist ein komplexes Gerät, das modelliert werden muss. Die geometrische Struktur besteht aus drei Hauptstromadern, die spiralförmig mit einer bestimmten Schlaglänge verdrillt sind, und Hunderten zusätzlicher Drähte – Schirm- oder Panzerdrähte – die mit einer zweiten oder dritten Schlaglänge verdrillt sind. Dies macht es schwierig, das Netz zu erzeugen und nach den elektromagnetischen Feldern zu suchen. „Dies ist ein mühsames 3D-Problem mit anspruchsvollen Materialeigenschaften, da einige der Elemente ferromagnetisch sind“, sagt Andreas Chrysochos, stellvertretender Chefingenieur in der Forschungs- und Entwicklungsabteilung von Hellenic Cables.

In den letzten Jahren hat die FEM einen großen Sprung in der Kabelanalyse gemacht. Das Team von Hellenic Cables nutzte zunächst FEM, um einen vollständigen Kabelabschnitt mit einer Länge von etwa 30 bis 40 Metern zu modellieren. Dies stellte sich als große numerische Herausforderung heraus, die nur auf einem Supercomputer realistisch gelöst werden kann. Durch den Wechsel zu periodischen Modellen mit einer periodischen Länge, die der Kreuzteilung des Kabels entspricht, konnte das Team das Problem von 40 Metern auf 2–4 Meter reduzieren. Dann führten sie die kurzgedrehte Periodizität ein, die die Periodenlänge des Modells von Metern auf Zentimeter reduziert und die Lösung dadurch viel einfacher macht. „Der Fortschritt war enorm“, sagt Chrysochos. (Figur 4)

Abbildung 4. Die sogenannten Cross-Pitch- (CP, links) und Short-Twisted- (ST, rechts) Kabelmodelle.

Obwohl die Verbesserungen, die FEM bei der Kabelanalyse mit sich bringt, großartig sind, muss Hellenic Cables seine Kunden noch davon überzeugen, dass ihre validierten Ergebnisse realistischer sind als die der aktuellen IEC-Norm. Kunden sind sich oft bereits der Tatsache bewusst, dass die IEC 60287 Kabelverluste überschätzt, aber die Visualisierung der Ergebnisse und der Vergleich mit tatsächlichen Messungen können das Vertrauen der Projektbeteiligten stärken. (Abbildung 5)

Abbildung 5. Die Ergebnisse von zwei Verbindungsszenarien, Festverbindung und Einzelpunktverbindung, basierend auf einer bestimmten Kabelgeometrie. Die Ergebnisse umfassen Verluste aus IEC 60287 (Standard), analytischen Berechnungen (Ref. 1), konventioneller FEM (Ref. 2), verbesserter CP-FEM (basierend auf dem Cross-Pitch-Modell) und verbesserter ST-FEM (basierend auf dem kurz verdrillten Modell). Modell) und Messungen (Ref. 2).

Elektromagnetische Interferenzen (EMI) stellen beim Entwurf von Kabelsystemen mehrere Herausforderungen dar – insbesondere die kapazitiven und induktiven Kopplungen zwischen Kabelleitern und -mänteln. Zum einen müssen Ingenieure bei der Berechnung der Stromstärke die Leistungsverluste in den Kabelmänteln während des Normalbetriebs berücksichtigen. Darüber hinaus müssen die Überspannungen an Kabelmänteln innerhalb akzeptabler Grenzen liegen, um typische Gesundheits- und Sicherheitsstandards zu erfüllen.

Wie Chrysochos et al. Wie in „Kapazitive und induktive Kopplung in Kabelsystemen – Vergleichsstudie zwischen Berechnungsmethoden“ (Ref. 3) erläutert, gibt es drei Hauptansätze, wenn es um die Berechnung dieser kapazitiven und induktiven Kopplungen geht. Die erste ist die komplexe Impedanzmethode (CIM), die die Ströme und Spannungen des Kabelsystems berechnet und dabei die kapazitiven Ströme vernachlässigt. Bei dieser Methode wird außerdem davon ausgegangen, dass der Erdrückweg durch einen äquivalenten Leiter dargestellt wird. Eine weitere gängige Methode ist die EMT-Software (Electromagnetic Transients Program), mit der elektromagnetische Transienten in Energiesystemen mithilfe von Zeit- und Frequenzbereichsmodellen analysiert werden können.

Die dritte Methode, FEM, ist die Grundlage der COMSOL Multiphysics®-Software. Das Team von Hellenic Cables nutzte COMSOL Multiphysics® und das AC/DC-Zusatzmodul, um die elektrischen Felder, Ströme und Potenzialverteilung in leitenden Medien zu berechnen. „Das AC/DC-Modul und die dahinter stehenden Löser sind für diese Art von Problemen sehr robust und effizient“, sagt Chrysochos.

Das Team von Hellenic Cables verglich die drei Methoden – CIM, EMT-Software und FEM (mit COMSOL Multiphysics®) – bei der Analyse eines Erdkabelsystems mit einer Nennspannung von 87/150 kV und einem Querschnitt von 1000 mm2 (Abbildung 6). Sie modellierten das Magnetfeld und die induzierten Stromdichteverteilungen in und um die Leiter des Kabelsystems und berücksichtigten dabei die Art der Verbindung mit einem externen Stromkreis. Die Ergebnisse zwischen allen drei Methoden zeigen eine gute Übereinstimmung für das Kabelsystem für drei verschiedene Konfigurationen: Festverbindung, Einzelpunktverbindung und Kreuzverbindung (Abbildung 7). Dies zeigt, dass FEM auf alle Arten von Kabelkonfigurationen und -installationen angewendet werden kann, wenn sowohl kapazitive als auch induktive Kopplung berücksichtigt werden.

Abbildung 6. Geometrie des Kabelmodells.

Abbildung 7. Ergebnisvergleich zwischen EMT, FEM und CIM.

Das Hellenic Cables-Team nutzte FEM auch, um thermische Effekte in Unterseekabeln zu untersuchen, wie z. B. HVAC-Unterseekabeln für Offshore-Windparks, wie in „Review of the Accuracy of Single Core Equivalent Thermal Model for Offshore Wind Farm Cables“ (Ref. 4) beschrieben. . Die aktuelle IEC-Norm 60287 1-1 beinhaltet ein thermisches Modell, und das Team nutzte FEM, um seine Schwachstellen zu identifizieren und seine Genauigkeit zu verbessern. Zunächst validierten sie das aktuelle IEC-Modell mit der Finite-Elemente-Analyse. Sie fanden heraus, dass die aktuellen Normen die thermischen Auswirkungen der metallischen Schirmmaterialien des Kabelsystems nicht berücksichtigen, was bedeutet, dass die Temperatur um bis zu 8 °C unterschätzt werden kann. Durch die Ableitung analytischer Korrekturformeln auf der Grundlage mehrerer FEM-Modelle konnte das Team diese Abweichung auf 1 °C reduzieren! Ihre Analyse zeigt auch erhebliche Diskrepanzen zwischen dem Standard- und dem FEM-Modell auf, insbesondere wenn die entsprechende Manteldicke gering, die Wärmeleitfähigkeit des Mantels hoch und der Leistungskern groß ist. Dieses Thema ist besonders wichtig für OFW-Projekte, da davon ausgegangen wird, dass die beteiligten Kabel immer größer werden.

Neben der Untersuchung induktiver und kapazitiver Kopplung sowie thermischer Effekte bewertete das Team von Hellenic Cables mithilfe von FEM und COMSOL Multiphysics® auch andere Aspekte des Kabelsystemdesigns, darunter Verluste, Wärmewiderstand des umgebenden Bodens und Erdungswiderstand. „Im Allgemeinen ist COMSOL Multiphysics® viel benutzerfreundlicher und effizienter, beispielsweise bei der Einführung temperaturabhängiger Verluste im Kabel oder bei der Darstellung von semi-infiniten Boden- und unendlichen Elementdomänen. Wir haben mehrere Möglichkeiten gefunden, um zu überprüfen, was wir bereits wissen.“ Kabel, ihre thermische Leistung und Verlustberechnung“, sagt Chatzipetros.

Die Leitergröße eines Unterwasser- oder Landkabels beeinflusst die Kosten des Kabelsystems. Dies ist oft ein entscheidender Aspekt eines Offshore-Windparkprojekts. Um die Leitergröße zu optimieren, müssen Konstrukteure in der Lage sein, die Verluste des Kabels genau zu bestimmen. Dazu wandten sie sich zunächst der Temperatur zu. In den magnetischen Ummantelungen eines Kabels induzierte Ströme führen zu zusätzlichen Verlusten, die zum Temperaturanstieg des Leiters beitragen.

Bei der Berechnung von Kabelverlusten berücksichtigt die aktuelle IEC-Norm keine Proximity-Effekte bei Mantelverlusten. Wenn sich Kabeladern in unmittelbarer Nähe befinden (z. B. bei einem 3C-Kabel eines Windparks), verringert sich die Genauigkeit der Verlustberechnung. Mithilfe von FEM konnte das Team von Hellenic Cables untersuchen, wie sich Leiternäheeffekte auf Verluste auswirken, die in Ummantelungen von Unterseekabeln mit bleiummantelten Kernen und einer nichtmagnetischen Panzerung entstehen. Anschließend verglichen sie die IEC-Norm mit den Ergebnissen der Finite-Elemente-Analyse, die eine bessere Übereinstimmung mit den Messwerten eines Versuchsaufbaus zeigten (Abbildung 8). Diese Forschung wurde im Artikel „Induced Losses in Non-Magnetically Armoured HVAC Windfarm Export Cables“ (Ref. 5) diskutiert.

Abbildung 8. Magnetische Flussverteilung entlang des Umfangs über den drei Kernen für zwei Leiterdesigns (links) und die verglichenen IEC-, Mess- und FEM-Ergebnisse (rechts).

Unterschiedliche Bodentypen haben unterschiedliche Wärmeisolationseigenschaften, was die vom Kabel abgeleitete Wärmemenge stark einschränken und dadurch seine Stromtragfähigkeit verringern kann. Dies bedeutet, dass größere Leitergrößen erforderlich sind, um die gleiche Strommenge in Gebieten mit thermisch ungünstigeren Böden zu übertragen, was zu höheren Kabelkosten führt.

In der Arbeit „Rigorous Berechnung des externen thermischen Widerstands in ungleichmäßigen Böden“ (Ref. 6) verwendete das Team von Hellenic Cables FEM, um den effektiven thermischen Widerstand des Bodens für verschiedene Kabeltypen und Kabelinstallationsszenarien zu berechnen (Abbildung 9). Zunächst lösten sie das Wärmeübertragungsproblem unter stationären Bedingungen mit beliebigen Temperaturen an den Kabel- und Bodenoberflächen. Anschließend bewerteten sie den effektiven Wärmewiderstand anhand der Wärmeabgabe der Kabeloberfläche an das umgebende Erdreich.

Abbildung 9. FEM-Darstellung eines mehrschichtigen Bodens (einschließlich Randbedingungen).

Simulationen wurden für zwei Kabeltypen durchgeführt: ein typisches Seekabel vom Typ SL mit 87/150 kV, 1000 mm2 Querschnitt und Kupferleitern sowie ein typisches Landkabel mit 87/150 kV, 1200 mm2 Querschnitt und Aluminiumleiter. Das Team analysierte drei verschiedene Kabelinstallationsszenarien (Abbildung 10).

Das erste Szenario liegt vor, wenn ein Kabel unter einer horizontalen Schicht verlegt wird, beispielsweise wenn zu erwarten ist, dass Sandwellen nach der Verlegung allmählich das ursprüngliche Niveau des Meeresbodens ansteigen. Der zweite Fall liegt vor, wenn ein Kabel innerhalb einer horizontalen Schicht verlegt wird, was dann der Fall ist, wenn die Installation in einer Region mit horizontalem Richtungsbohren (HDD) erfolgt. Das dritte Szenario besteht darin, dass ein Kabel in einem verfüllten Graben verlegt wird, was typisch für Regionen mit ungünstigem thermischen Verhalten ist, um den Einfluss des Bodens auf den Temperaturanstieg des Kabels zu verringern. Die Ergebnisse der numerischen Modellierung beweisen, dass FEM auf jedes Material oder jede Form von mehrschichtigem oder hinterfülltem Boden angewendet werden kann und dass die Methode mit der aktuellen Bewertungsmethode in der IEC-Norm 60287 kompatibel ist.

Abbildung 10. Installationen unter einer horizontalen Schicht (linke Spalte), innerhalb einer horizontalen Schicht (mittlere Spalte) und innerhalb eines verfüllten Grabens (rechte Spalte) für ein Seekabel (obere Reihe) und ein Erdkabel (untere Reihe).

Die Bewertung des Erdungswiderstands ist wichtig, um die Integrität und den sicheren Betrieb von Kabelmantelspannungsbegrenzern (SVLs) bei einem Erdpotentialanstieg (EPR) sicherzustellen. Um den Erdungswiderstand zu berechnen, müssen Ingenieure den Bodenwiderstand für das jeweilige Problem kennen und über eine robuste Berechnungsmethode wie FEM verfügen.

Das Team von Hellenic Cables analysierte mithilfe von FEM den Bodenwiderstand an zwei Standorten: einem in Norddeutschland und einem in Südgriechenland. Wie in der Arbeit „Evaluation of Ground Resistance and Its Effect on Underground Cable Systems“ (Ref. 7) beschrieben, stellten sie fest, dass der scheinbare spezifische Widerstand des Bodens eine monotone Funktion der Entfernung ist und dass ein zweischichtiges Bodenmodell ausreicht ihr Modellierungsproblem (Abbildung 11). Nachdem das Team den spezifischen Widerstand ermittelt hatte, berechnete es den Erdungswiderstand für ein Einzelstabszenario (zur Validierung). Anschließend arbeiteten sie mit einem komplexen Raster, das typisch für Kabelmuffengruben in OWPs ist. Für beide Szenarien ermittelten sie den EPR an den Umspannwerken und der Übergangsgrube sowie die maximale Spannung zwischen dem Kabelmantel und der örtlichen Erde (Abbildung 12). Die Ergebnisse zeigen, dass FEM eine äußerst genaue Berechnungsmethode für den Erdungswiderstand ist, da sie eine gute Übereinstimmung sowohl mit numerischen Daten aus Messungen als auch mit Softwareberechnungen elektromagnetischer Transienten zeigen (Abbildung 13).

Abbildung 11. Zweischichtiges Bodenmodell (links) sowie Modellgeometrie und Randbedingungen (rechts).

Abbildung 12. Das Erdkabelsystem mit Cross-Bonding- (CB) und Single-Point-Bonding- (SFB) Abschnitten.

Abbildung 13. Simulationsergebnisse für die Dreiphasen- (linke Spalte) und Einzelpunkt-Kurzschlussszenarien (rechte Spalte) mit Darstellung des EPR für die Umspannwerke und der gemeinsamen Grube (obere Reihe) sowie die maximale Spannung im kreuzverbundenen und einpunktigen Kurzschlussszenario. punktgebundene Abschnitte (untere Reihe).

Das Team von Hellenic Cables plant, die wichtige Arbeit zur weiteren Verbesserung aller von ihnen entwickelten Kabelmodelle fortzusetzen. Das Team hat auch Untersuchungen zu HGÜ-Kabeln durchgeführt, die XLPE-Isolierung und Spannungsquellenwandler-Technologie (VSC) umfassen. HGÜ-Kabel können für Systeme, die über große Entfernungen verlegt werden, kosteneffizienter sein.

So wie der Wind, der Offshore-Windparks antreibt, sind auch elektrische Kabelsysteme überall um uns herum. Auch wenn wir sie nicht immer sehen können, arbeiten sie hart daran, sicherzustellen, dass wir Zugang zu einer leistungsstarken und gut vernetzten Welt haben. Die Optimierung des Designs von Unterwasser- und Landkabeln ist ein wichtiger Teil des Aufbaus einer nachhaltigen Zukunft.

Um mehr über innovative Produkte und Designs zu erfahren, die mithilfe der Multiphysik-Simulation in verschiedenen Branchen erstellt wurden, besuchen Sie die COMSOL User Story Gallery.

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