EP4118723A1 - Seekabel für verlegung auf gewässerboden - Google Patents

Seekabel für verlegung auf gewässerboden

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Publication number
EP4118723A1
EP4118723A1 EP21706856.8A EP21706856A EP4118723A1 EP 4118723 A1 EP4118723 A1 EP 4118723A1 EP 21706856 A EP21706856 A EP 21706856A EP 4118723 A1 EP4118723 A1 EP 4118723A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
submarine cable
cable
submarine
elevation
outer jacket
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.)
Withdrawn
Application number
EP21706856.8A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
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 Renewables 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 Renewables GmbH filed Critical RWE Renewables GmbH
Publication of EP4118723A1 publication Critical patent/EP4118723A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/36—Arrangements for transfer of electric power between AC networks via high-voltage DC [HVDC] links; Arrangements for transfer of electric power between generators and networks via HVDC links
    • 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
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/60—Arrangements for transfer of electric power between AC networks or generators via a high voltage DC link [HVCD]

Definitions

  • the application relates to a submarine cable, in particular a high-voltage or medium-voltage submarine cable, comprising at least one phase conductor, set up to transmit electrical energy, and at least one outer jacket surrounding the at least one phase conductor.
  • the application relates to an offshore wind farm, a method for producing a submarine cable, a method for laying a submarine cable and a use of a submarine cable.
  • the inner cabling network of an offshore wind farm is formed by a large number of submarine cables.
  • a submarine cable is used to transmit energy in an offshore wind farm.
  • a submarine cable can connect an offshore wind turbine and an offshore transformer station in order to transmit the electrical energy generated by the offshore wind turbine from the kinetic energy of the wind to the offshore transformer station.
  • An offshore transformer station can in turn be connected to an onshore transformer station of the offshore wind farm via at least one further submarine cable in order to transmit electrical energy to it and, for example, to enable the electrical energy to be fed into a public electricity network (not part of the internal cabling network) .
  • a submarine cable is buried between two devices of the offshore wind farm in the bottom of the body of water (in particular a sea floor) so that the submarine cable is safely and invariably arranged between the devices during operation.
  • a submarine cable requires a large number of ship activities with corresponding costs.
  • the application is therefore based on the object of providing a submarine cable for energy transmission which enables the submarine cable to be installed more simply and, in particular, with less effort
  • the submarine cable is in particular a high-voltage or medium-voltage submarine cable.
  • the submarine cable comprises at least one phase conductor set up to transmit electrical energy.
  • the submarine cable comprises at least one outer jacket surrounding the at least one phase conductor and having an outer jacket surface.
  • the outer jacket surface is a structured jacket surface.
  • the application does not provide a submarine cable with a smooth or profiled outer jacket surface, but rather a submarine cable with an outer jacket with a structured or profiled outer jacket surface.
  • a submarine cable with a smooth surface if it would be laid on the bottom of a body of water is affected by a current of the bed of water in an installation state of the submarine cable (i.e.
  • the freedom of movement of the submarine cable is at least reduced.
  • the constant movements are at least reduced by the structured surface and flushing is at least made more difficult, so that a tensile force exerted on such a submarine cable is significantly reduced.
  • digging into the bottom of the water is therefore no longer necessary. The installation effort and the corresponding costs are reduced, in particular without increasing the risk of failure of the submarine cable.
  • the submarine cable according to the registration is suitable for laying on the bottom of a body of water (e.g. seabed).
  • the submarine cable can electrically connect two offshore devices (e.g. an offshore wind farm) to one another.
  • the submarine cable can preferably be a power cable, in particular in the form of a medium-voltage submarine cable (at least 10 kV) or in the form of a high-voltage submarine cable (at least 60 kV).
  • the power capacity of the submarine cable according to the application is in particular between 3 MW and 2.5 GW.
  • a submarine cable For energy transmission, a submarine cable according to the application has at least one electrically conductive phase conductor (e.g. made of copper or aluminum). It goes without saying that two or more phase conductors can be provided. In a preferred embodiment, exactly three phase conductors are provided. In particular, this optimizes the transmission of energy via a submarine cable.
  • An electrically conductive phase conductor can be formed from one or more electrically conductive elements.
  • a submarine cable according to the application has an outer sheath. It goes without saying that a submarine cable can preferably comprise further cable elements, as will be explained in the further course of the description.
  • the outer jacket surrounds the at least one phase conductor, in particular indirectly. This means in particular that further layers can be arranged between the outer jacket and the phase conductor.
  • the outer sheath in the registration area serves in particular to protect the submarine cable elements.
  • the outer jacket has an outer jacket surface and in particular an inner jacket surface. The outer jacket surface is turned outwards and, when installed, makes contact in particular with the environment (for example water and / or body of water).
  • the inner jacket surface faces in the direction of the at least one phase conductor and in particular makes contact with an inner layer of the submarine cable.
  • the outer jacket surface is not a smooth or profile-free jacket surface, but a structured jacket surface.
  • a structured jacket surface means in particular that the (outer) jacket surface has a profile and, in particular, is uneven (in particular in comparison to a smooth or flat jacket surface).
  • the outer sheath can be formed from HDPE (high density polyethylene).
  • HDPE high density polyethylene
  • HDPE high density polyethylene
  • the structure on the outer jacket surface can preferably be a regular or periodic structure, that is to say in particular a specific pattern. Such a structure is particularly easy to manufacture and gives the submarine cable specific and consistent structural properties.
  • the structure on the outer jacket surface can be an irregular or non-periodic (eg random) structure.
  • the structured jacket surface can be formed by a base area and a plurality of elevations which protrude from the base area. The base can in particular form the lowest point in the structure or the profile. The at least two elevations extend, in particular, starting from this base area in a radial direction. In particular, the result is a surface with a large number of unevenness.
  • a cable extends in the axial direction.
  • a radial direction is perpendicular to the axial direction.
  • a circumferential direction is defined perpendicular to the radial direction and perpendicular to the axial direction. Accordingly, a jacket surface of a submarine cable extends along the circumferential direction.
  • the outer surfaces of the elevations or unevenness can be formed as desired.
  • at least one elevation can at least partially have a concave outer surface.
  • at least one elevation can at least partially have a convex outer surface.
  • at least one elevation can at least partially have a planar outer surface.
  • the distance (also called the depth of the structure or of the profile) between the base (i.e. in particular the deepest point of the structure) and a tip of an elevation can be at least 0.5 cm, preferably at least 1 cm ( and at most 10 cm, preferably at most 4, preferably at most 1.5 cm).
  • the surface structure considerably restricts the freedom of movement of an installed submarine cable.
  • such structures can be easily manufactured.
  • the distance can preferably depend on the diameter of the submarine cable. The larger the diameter of the submarine cable, the greater the distance can be. In other words, as the diameter increases, the distance can increase accordingly.
  • At least one elevation can be an axially extending elevation.
  • the elevation has an axial extension along the axis of the submarine cable
  • Submarine cables extend over at least a section of the submarine cable, for example over the entire submarine cable.
  • the outer cross-sectional shape of the submarine cable remains essentially the same at least over the entire (axial) length of a section.
  • web-shaped elevations can be provided.
  • the cross-sectional area of an elevation can be essentially triangular.
  • flat surfaces in the case of a triangular shape, it is also possible to provide convex or concave surfaces or a combination in the case of a cross-sectional area of an elevation.
  • the leg opposite the tip of the elevation can be curved (depending on the radius of the submarine cable).
  • At least one elevation can be an elevation running in the circumferential direction.
  • an elevation (with a constant distance) can run around the entire circumference of the outer jacket.
  • grooves (the lowest point of which can form the base area) or the like can be embossed in the outer jacket, for example by means of a stamp.
  • a submarine cable can have at least two differently formed jacket surfaces. Different In other words, the submarine cable can have at least a first section and at least one further section, at least one of these sections having a structured outer jacket surface.
  • the further section can preferably have a smooth outer jacket surface.
  • the further section can in particular be adapted for the route between an electrical connection of an offshore device and the bottom of the water.
  • the first section is adapted for contact with a body of water and the further section for exclusive contact with water.
  • the shape of the cross-sectional area in the further section can be oval (compared to the essentially circular basic cross-sectional area (that is, the area without the elevations) of the first section).
  • At least one elevation at the tip of the elevation can have an extension element.
  • the extension element can have a rod-shaped cross section.
  • the extension element can be plate-shaped or rod-shaped (in cross section).
  • an extension element can significantly reduce constant movement, such as wobbling back and forth. An even more stable position of the submarine cable in an installation state can be achieved.
  • the structure of the outer jacket surface should be different depending on the type of seabed or the nature of the soil in a laying area of the submarine cable, i.e. the area of the bed of water on which the submarine cable is to be laid.
  • Exemplary and non-exclusive types of water bodies are soft soils, such as sandy soils, and hard soils, such as rock or stone soils.
  • the submarine cable can have two elevations, each with an extension element arranged at the respective tip between 170 ° and 190 °, preferably of substantially 180 °.
  • the extension elements are arranged on opposite sides of the submarine cable. Further elevations (e.g. in the form of spikes or the like, but without extension elements) can preferably be arranged.
  • Such a submarine cable is particularly suitable for a soft subsoil, such as a sandy bottom.
  • the elevations can preferably have a distance (between tip and base) between 0.5 cm and 1.5 cm.
  • An extension element can preferably have a length of! cm and 10 cm, particularly preferably between 1 cm and 4 cm.
  • the submarine cable when the submarine cable is installed, half of its circumference of the submarine cable can be sunk into the subsurface and the extension elements rest (flat) on the bottom of the water. In this case, the submarine cable offers particularly little contact surface for water flowing along it. A stable and low-movement installation can be ensured.
  • the submarine cable can have four elevations (adjacent in the circumferential direction), each with one arranged at the respective tip
  • An angle can be formed between two extension elements that are adjacent in the circumferential direction, in particular between each extension element that is adjacent in the circumferential direction . between 45 ° and 135 °, preferably of substantially 90 °.
  • Such a submarine cable is particularly suitable for a hard seabed, such as stone.
  • the elevations can preferably have a distance (between tip and base) between 0.5 cm and 1.5 cm.
  • An extension element can preferably have a length of 1 cm and 10 cm, particularly preferably between 1 cm and 4 cm.
  • Two extension elements which are adjacent in the circumferential direction, serve in particular to support the submarine cable on the seabed in an installation state. Since it is not possible to control how the submarine cable ends up on the seabed during laying, the submarine cable has in particular exactly four extension elements in the circumferential direction, which preferably each have an angle of substantially 90 ° to the extension element adjacent in the circumferential direction.
  • the outer sheath can be an outer sheath produced only by an extrusion process.
  • the outer sheath can be an outer sheath produced only by an extrusion process.
  • an extruder with a shaping opening can be used, the shaping opening being shaped in such a way that a certain structured outer jacket surface is formed.
  • the outer jacket can be an outer jacket produced by a combined extrusion and stamping process. This means in particular that at least a section of the submarine cable has an outer sheath that was applied by an extrusion and stamping process.
  • an outer jacket that is initially extruded on can be deformed by a punch in such a way that a certain structured outer jacket surface is formed.
  • a groove-shaped structure can be introduced using a correspondingly shaped punch.
  • a submarine cable can preferably have three phase conductors in order to transmit energy (or power or current).
  • a phase conductor can be formed in one piece, but also in several pieces.
  • a phase conductor can be either round or sector-shaped, as well as single-wire or multi-wire.
  • Exemplary and non-final phase conductors are segment conductors (also called “segmented conductor") with at least two segments, stranded phase conductors (also called “stranded conductor”), pressed (or compressed) phase conductors (also called “compressed round conductor”), profiled phase conductors (also called “profiled conductor”) and compressed phase conductors (also called “compacted conductor”).
  • An (inner conductive) layer (non-metallic, conductive sheath) (e.g. as a phase conductor screen), then an insulation layer (e.g. extruded as a single layer) (also known as an insulation screen) and then an (outer) can advantageously be placed around a phase conductor Conductive) layer (made of a non-metallic sheath in combination with a metal part) can be arranged, for example, as a core protective layer (also called core sheath).
  • Metallic shielding can additionally be provided between the core protective layer and the insulation layer.
  • an optical phase conductor cable can optionally be provided.
  • the optical phase conductor cable can be coupled to a temperature detection device in order to monitor the temperature in the submarine cable. It can also be used for data transmission.
  • the submarine cable In order to obtain a certain cable cross-section (e.g. essentially circular or oval-shaped, as described above) for the submarine cable or a certain section, the submarine cable usually has a filler material (also called fillers).
  • a filler material also called fillers
  • a so-called bedding layer can be arranged between at least one reinforcement layer and the elements (described above) arranged inside the submarine cable, in order to provide in particular a protective layer between the at least one reinforcement layer and the inner cable elements.
  • a bedding layer can also be arranged between two reinforcement layers (if present) and between a reinforcement layer and the outer jacket.
  • a reinforcement layer can be formed from several cables.
  • at least one rope can be made of metal (e.g. steel) and / or a composite material (e.g. carbon fiber, glass fiber, etc.).
  • the offshore wind park comprises at least one first offshore device (e.g. offshore wind turbine, offshore transformer station, etc.) and at least one further device (such as an onshore transformer station or another offshore device, e.g. an offshore wind turbine, offshore transformer station Etc.).
  • the first offshore device and the further device are connected via a previously described submarine cable.
  • An offshore wind turbine can have a generator that converts the kinetic energy of the wind into electrical energy.
  • Another aspect of the application is a method for producing a submarine cable, in particular a submarine cable described above. The method comprises: providing a cable base body, containing at least one phase conductor, set up to transmit electrical energy, and applying an outer jacket with an outer structured jacket surface to the cable base body by an extrusion process or a combined extrusion and stamping process.
  • a cable base body can be provided which comprises all cable elements of a submarine cable (except for the outer sheath).
  • An outer jacket can then be applied to at least a section of the cable base body in the manner described above.
  • Yet another aspect of the application is a method for laying a submarine cable, in particular a submarine cable described above.
  • the procedure includes:
  • Provision of at least one further submarine cable having an outer sheath with a further outer structured sheath surface, adapted for a further type of seabed,
  • the subsurface can be analyzed and the type of body of water determined.
  • it can be determined whether an essentially hard substrate or an essentially soft substrate (for example, limit values can be specified) is present.
  • the submarine cable to be laid can be determined depending on the determined type of water bed in the laying area (e.g. soft or hard; sandy or stone floor; or the like). For example, when a soft subsoil (e.g. predominantly sandy soil) is detected, the above-described embodiment A can be determined and when a hard subsoil (e.g. predominantly stone soil) is detected, the above-described embodiment B can be determined. Then the specific submarine cable can be laid.
  • the determined type of water bed in the laying area e.g. soft or hard; sandy or stone floor; or the like.
  • a soft subsoil e.g. predominantly sandy soil
  • a hard subsoil e.g. predominantly stone soil
  • Yet another aspect is the use of a previously described submarine cable for laying the submarine cable on a body of water.
  • FIG. 1 shows a schematic view of an exemplary embodiment of a submarine cable according to the present application
  • Fig. 2 is a schematic view of a further embodiment of a
  • FIG. 3a shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a submarine cable according to the present application
  • FIG. 3b shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a submarine cable according to the present application
  • FIG. 3c shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a submarine cable according to the present application
  • 3d shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a
  • 3e shows a schematic view of a further exemplary embodiment of a submarine cable according to the present application
  • FIG. 4a shows a schematic view of a further exemplary embodiment (in particular embodiment A) of a submarine cable according to the present application
  • FIG. 4b shows a schematic view of a further exemplary embodiment (in particular embodiment B) of a submarine cable according to the present application
  • FIG. 5 shows a diagram of an exemplary embodiment of a method according to the present application
  • FIG. 6 shows a diagram of an exemplary embodiment of a further method according to the present application
  • Fig. 7 is a schematic view of an embodiment of an offshore
  • Wind energy system according to the present application.
  • FIG. 1 shows a schematic (cross-sectional) view of an exemplary embodiment of a submarine cable 100 according to the present application.
  • the submarine cable 100 is in particular a high-voltage or medium-voltage submarine cable 100 for the transmission of energy.
  • the submarine cable 100 comprises at least one phase conductor 102, set up to transmit electrical energy.
  • the phase conductor 102 is integrated in a cable base body 104, which will be explained by way of example in the following exemplary embodiments.
  • the submarine cable 100 has an outer sheath 106 which is made in particular from HDPE. As can be seen, the outer jacket 106 surrounds the at least one phase conductor 102 (indirectly). The outer sheath 106 has an inner or inner sheath surface 110 which makes contact with the cable base body 104.
  • the outer jacket 106 has an outer jacket surface 108.
  • the outer jacket surface 108 is a structured jacket surface 108, that is to say has a structure or a profile.
  • the outer jacket surface 108 is therefore not a smooth surface, as is known from the prior art, but a structured jacket surface 108, that is to say a jacket surface 108 with unevenness.
  • the outer jacket surface 108 has an irregular or non-periodic structure.
  • FIG. 2 shows a schematic (cross-sectional) view of a further exemplary embodiment of a submarine cable 200 according to the present application. To the To avoid repetition, essentially only the differences from the previous exemplary embodiment according to FIG. 1 are described below, and otherwise reference is made to the previous statements.
  • the illustrated submarine cable 200 has three phase conductors 202.1 to 202.3 in order to transmit energy (or power or current).
  • a phase conductor 202.1 to 202.3 can be formed in one piece, but also in several pieces.
  • a phase conductor 202.1 to 202.3 can be round or sector-shaped and / which can be made single-wire or multi-wire.
  • an insulation layer e.g. as a phase conductor screen (also called conductor screen)
  • an insulation layer can advantageously be placed
  • an (outer conductive) layer 214.1 to 214.3 made of a non-metallic cover in combination with a metallic part as e.g. a core protective layer
  • a metallic shield (not shown) can additionally be provided between core protective layer 214.1 to 214.3 and insulation layer 220.1 to 220.3.
  • optical phase conductor cable 222 can optionally be provided.
  • the optical phase conductor cable 222 can be coupled to a temperature detection device in order to monitor the temperature in the submarine cable. It can also be used for data transmission.
  • the submarine cable 200 generally has a filler material 216 (also called fillers).
  • a so-called bedding layer 224 can be placed between the at least one reinforcement layer 218 and the elements (previously described) (phase conductor, optical phase conductor cable 222, etc.) arranged inside the submarine cable 200. be arranged in order to provide in particular a protective layer 224 between the at least one reinforcement layer 218 and the inner cable elements.
  • a bedding layer (not shown) can also be arranged between two reinforcement layers and between a reinforcement layer and the outer jacket.
  • a reinforcement layer 218 can be formed from a plurality of cables 218.1, 218.2.
  • a rope 218.1 made of metal (e.g. steel) and / or a composite material (e.g. carbon fiber, glass fiber, etc.) and at least one other
  • Rope 218.2 can be made of metal (e.g. steel) and / or a composite material (e.g. carbon fiber, glass fiber, etc.).
  • the outer jacket 206 has a structured outer jacket surface 208.
  • the structure on the outer jacket surface 208 is a regular or periodic structure.
  • the structured jacket surface 208 is formed in particular by a base area 226 (which in particular forms the deepest point of the structure) and a plurality of elevations 232 which protrude from the base area 226 in a radial direction.
  • Each elevation 232 has, in particular, a tip 228.
  • the distance 230 (also called the depth of the structure or of the profile) between a tip 228 and the base area 226 is preferably between 0.5 cm and 1.5 cm.
  • the outer surfaces of the elevations 232 are concave in the present case.
  • the elevations 232 can each be axially running or extending elevations 232.
  • FIGS. 3a to 3e show (perspective) views of further exemplary embodiments of submarine cables 300 according to the present application. To avoid repetition, essentially only the differences from the previous exemplary embodiments according to FIGS. 1 and 2 are described below, and otherwise reference is made to the previous statements.
  • the respective basic cable body 304 is shown in a simplified manner and only one phase conductor 302 and one phase conductor. surrounding cable body includes.
  • the basic cable body 304 can be formed similarly to the basic cable body according to FIG.
  • the reference numeral 301 denotes the axial direction
  • the reference numeral 303 the radial direction
  • the reference numeral 305 the circumferential direction.
  • FIG. 3 a shows a submarine cable 300 with a structured outer jacket surface 306 which has a plurality of elevations 332 and a base area 326. As can be seen, the outer surfaces of the elevations 332 are flat in the present case. In addition, the elevations 332 each extend axially along the axis 340 of the submarine cable 300.
  • the individual elevations 323 have an essentially triangular cross section.
  • the leg of the triangle which lies opposite the tip 328 is in particular curved [depending on the radius of the submarine cable 300).
  • the submarine cable 300 has an essentially star-shaped cross section. It goes without saying that more or fewer elevations can be provided as seen in the circumferential direction.
  • FIG. 3 b shows a submarine cable 300 with a structured outer jacket surface 306 which has a plurality of elevations 332 and a base area 326.
  • the outer surfaces of the elevations 332 are flat in the present case and the individual elevations 323 in particular have an im Essentially triangular cross-section.
  • the cross section of the submarine cable 300 has an octagonal shape. It goes without saying that more or fewer corners can be provided as seen in the circumferential direction.
  • elevations 332 with a rectangular cross section protrude from the base area 326 in the radial direction 303.
  • elevations 332 with a semicircular cross section protrude from the base area 326 in the radial direction 303.
  • the outer surfaces of the elevations 332 are convex in the present case.
  • the elevations 332 each extend in the axial direction 301 along the axis 340 of the respective submarine cable 300.
  • the elevations 332 extend in the circumferential direction 305.
  • the outer jacket surface 308 can have grooves running in the circumferential direction 305. These can be embossed, for example, by a stamping process.
  • FIGS. 4a and 4b show schematic (cross-sectional) views of two preferred exemplary embodiments of submarine cables 400 according to the present application. To avoid repetition, essentially only the differences from the previous exemplary embodiments according to FIGS. 1 to 3e are described below, and otherwise reference is made to the previous statements.
  • the respective basic cable body 404 is shown in a simplified manner and comprises only one phase conductor 402 and one cable body surrounding the phase conductor 402.
  • FIG. 4a shows a submarine cable 400 which is designed in particular for use on a soft body of water, in particular a sandy bottom
  • FIG. 4b shows a submarine cable 400 which is designed in particular for use on a hard body of water, in particular a stone floor .
  • the structured outer jacket surface 408 has a plurality of elevations 432 spaced apart from one another in the circumferential direction.
  • the elevations 432 in particular have an essentially triangular cross-sectional area or cross-section.
  • the elevations 432 can in particular extend axially, but can also be formed like humps, that is, for example, be conical or pyramidal.
  • elevations 432 are arranged, each of which has an extension element 450 at the respective tip 428 with a preferably rod-shaped cross-sectional area or cross-section.
  • the distance 430 between a tip 428 and the base 426 is preferably between 0.5 cm and 1.5 cm.
  • the length 452 of an extension element 450 is preferably between 1 cm and 4 cm.
  • an angle ⁇ -180 ° is provided between the extension elements 450 arranged adjacent to one another in the circumferential direction. It goes without saying that in other variants of the application the angle can be between 170 ° and 190 °.
  • the structured outer jacket surface 408 has a plurality of elevations 432 spaced apart from one another in the circumferential direction.
  • the elevations 432 in particular have an essentially triangular cross-sectional area or cross-section.
  • the elevations 432 can in particular extend axially » but also be formed like humps » that is, for example, be conical or pyramidal.
  • » is by the. exactly four elevations 432 arranged in the circumferential direction on the respective tip 428 each having an extension element 450 arranged with a preferably rod-shaped cross-sectional area or cross-section.
  • the distance 430 between a tip 428 and the base 426 is preferably between 0.5 cm and 1.5 cm.
  • the length 452 of an extension element 450 is preferably between 1 cm and 4 cm.
  • an angle a 90 ° is (always) provided between the extension elements 450 arranged adjacent to one another. It goes without saying that in other variants the respective angle can be between 45 ° and 135 °.
  • the submarine cable 400 rests on the bottom 466 and is in this position by two in
  • Extension elements 450 arranged adjacently in the circumferential direction are supported. In this state, moving the submarine cable 400, for example due to a current, is made significantly more difficult, so that a permanently stable position of the submarine cable 400 on the seabed 466 is achieved. No digging is required.
  • FIG. 5 shows a diagram of a method according to the present application for producing a submarine cable, in particular a submarine cable according to one of the previous exemplary embodiments.
  • a basic cable body is provided (for example in accordance with FIG. 2), containing at least one phase conductor (preferably three phase conductors), set up to transmit electrical energy.
  • an outer sheath with an outer structured sheath surface is applied to the cable grurid body by an extrusion process or a combined extrusion and stamping process.
  • FIG. 6 shows a diagram of a method according to the present application for laying a submarine cable, in particular a submarine cable according to one of the previous exemplary embodiments.
  • a first submarine cable (e.g. embodiment A) is provided, having an outer sheath with a first outer structured sheath surface, adapted for a first type of seabed.
  • a step 602 (which can be carried out at least partially in parallel), at least one further submarine cable (e.g. embodiment B) is provided, having an outer jacket with a further outer structured jacket surface, adapted for a further type of seabed.
  • providing a submarine cable in steps 601 and 602 means that the respective submarine cable is basically available for laying
  • the type of body of water is determined in the laying area of the submarine cable to be laid. For example, soil samples can be taken and analyzed in the laying area.
  • the submarine cable to be laid is determined from the first and the at least one further submarine cable provided, based on the determined type of seabed.
  • a specific soil parameter range can be specified for each of the at least two submarine cables. If it is determined that the soil samples are (at least predominantly) in the soil parameter range that the first Submarine cable (e.g. embodiment A) is assigned, then the first submarine cable is determined or selected. If it is determined that the soil samples (at least predominantly) lie in the soil parameter range that is assigned to the further submarine cable (for example embodiment B), then the further submarine cable is determined or selected.
  • FIG. 7 shows an exemplary embodiment of an offshore wind farm 760 according to the present application.
  • Two offshore wind turbines 762 are shown by way of example.
  • an offshore wind park can have a large number of offshore wind turbines and at least one offshore transformer station (not shown).
  • a plurality of offshore wind turbines can be electrically interconnected to form a plurality of strings, each string being able to be electrically connected to an offshore transformer station.
  • the offshore transformer station can in turn be electrically connected to a further offshore transformer station or to an onshore transformer station of the offshore wind farm.
  • an offshore wind power plant 762 is installed on the water floor 766, in particular a sea floor 766, via a foundation structure.
  • an offshore device can also be a floating offshore device with a floating foundation structure.
  • An offshore wind turbine 762 is set up to convert the kinetic energy of the wind into electrical energy.
  • an internal cabling network in the form of submarine cables 700 is provided in the offshore wind farm.
  • a submarine cable.700 can be formed, for example, like a submarine cable described with reference to FIGS. 1 to 4b, so that reference is made to the above explanations to avoid repetition.
  • a submarine cable 700 can be divided into at least two, in particular (precisely) three, sections 700.1 to 700.3.
  • a first and a third section 700.1, 700.3 can each run from an electrical connection 764 of an offshore device 762 to (approximately) the bottom of the water 766.
  • the second section 700.2 runs from one end of the first section 700.1 to one end of the third section 700.3.
  • the first and third sections 700.1, 700.3 are essentially surrounded exclusively by water, while the second section 700.2 rests on the seabed 766 (and may for example be partially sunk).
  • the first and third sections 700.1, 700.3 can preferably have an outer jacket surface without a structure, that is to say with a smooth, profile-free surface.
  • the outer jacket surface of the second section 700.2 is a structured jacket surface, as has been described above.
  • the first and third sections 700.1, 700.3 can have an essentially oval-shaped cross-sectional area and the second section 700.2 can have an essentially circular basic cross-sectional area (that is, the area without the elevations).
  • the first and third sections 700.1, 700.3 are optimized for a course through the water and the second section 700.2 for laying on a body of water.

Landscapes

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

Abstract

Die Anmeldung betrifft ein Seekabel (100, 200, 300, 400, 700), insbesondere ein Hochspannungs- oder Mittelspannungsseekabel (100, 200, 300, 400, 700), umfassend mindestens einen Phasenleiter (102, 202.1, 202.2, 202.3, 302, 402), eingerichtet zum Übertragen elektrischer Energie, und mindestens einen den mindestens einen Phasenleiter (102, 202.1, 202.2, 202.3, 302, 402) umgebenden Außenmantel (106, 206, 306, 406) mit einer äußeren Manteloberfläche (108, 208, 308, 408), wobei die äußere Manteloberfläche (108, 208, 308, 408) eine strukturierte Manteloberfläche (108, 208, 308, 408) ist.

Description

Seekabel für Verlegung auf Gewässerboden
Die Anmeldung betrifft ein Seekabel, insbesondere ein Hochspannungs- oder Mittelspannungsseekabel, umfassend mindestens einen Phasenleiter, eingerichtet zum Übertragen elektrischer Energie, und mindestens einen den mindestens einen Phasenleiter umgebenden Außenmantel. Darüber hinaus betrifft die Anmeldung einen Offshore-Windpark, ein Verfahren zum Herstellen eines Seekabels, ein Verfahren zum Verlegen eines Seekabels und eine Verwendung eines Seekabels.
Das innere Verkabelungsnetzwerk eines Offshore-Windparks wird durch eine Vielzahl von Seekabeln gebildet. Insbesondere dient ein Seekabel in einem Offshore-Windpark der Energi eüb ertragung. Beispielsweise kann ein Seekabel eine Offshore- Windkraftanlage und eine Offshore-Umspannstation verbinden, um die durch die Offshore-Windkraftanlage aus der kinetischen Energie des Windes generierte elektrische Energie an die Offshore-Umspannstation zu übertragen. Eine Offshore- Umspannstation kann wiederum über mindestens ein weiteres Seekabel mit einer Onshore-Umspanrtstation des Offshore-Windparks verbunden sein, um elektrische Energie an diese zu übertragen und beispielsweise ein Einspeisen der elektrischen Energie in ein öffentliches [nicht zum internen Verkabelungsnetzwerk gehörendes) Stromnetz zu ermöglichen.
Bei der Installation eines Offshore-Windparks, aber auch bei anderen Offshore- Systemen, ist insbesondere die Verlegung des mindestens einen Seekabels mit einem hohen Aufwand verbunden. So wird ein Seekabel im Stand der Technik zwischen zwei Vorrichtungen des Offshore-Windparks in den Gewässerboden [insbesondere ein Meeresboden) eingegraben, damit das Seekabel während des Betriebs sicher und unveränderlich zwischen den Vorrichtungen angeordnet ist. Für eine Eingrabung eines Seekabels ist insbesondere eine Vielzahl von Schiffsaktivitäten mit entsprechenden Kosten erforderlich.
Daher liegt der Anmeldung die Aufgabe zugrunde, ein Seekabel zur Energieübertragung bereitzustellen, welches eine einfachere und insbesondere aufwandsreduzierte Installation des Seekabels ermöglicht
Diese Aufgabe wird gemäß einem ersten Aspekt der Anmeldung gelöst durch ein Seekabel nach Anspruch 1. Das Seekabel ist insbesondere ein Hochspannungs- oder Mittelspannungsseekabel. Das Seekabel umfasst mindestens einen Phasenleiter, eingerichtet zum Übertragen elektrischer Energie. Das Seekabel umfasst mindestens einen den mindestens einen Phasenleiter umgebenden Außenmantel mit einer äußeren Manteloberfläche. Die äußere Manteloberfläche ist eine strukturierte Manteloberfläche.
Im Gegensatz zum Stand der Technik wird anmeldungsgemäß kein Seekabel mit einer glatten bzw. profilosen äußeren Manteloberfläche bereitgestellt, sondern ein Seekabel mit einem Außenmantel mit einer strukturierten bzw. profilierten äußeren Manteloberfläche. Insbesondere ist erkannt worden, dass ein Seekabel mit einer glatten Oberfläche (würde man es auf einem Gewässerboden verlegen] durch eine Strömung des Gewässerbodens in einem Installationszustand des Seekabels (also wenn es zwischen zwei Vorrichtungen installiert ist, um eine Energieübertragung zwischen diesen Vorrichtungen zu ermöglichen] erheblich bewegt wird. Insbesondere würde es in diesem Fall zu ständigen Bewegungen (hin und her wackeln] des Seekabels und/oder zu einem (langsamen] Davonspülen des Seekabels kommen. Durch die beschriebenen Bewegungen würden an dem Seekabel Zugkräfte entstehen, die zu einer Beschädigung des Seekabels und im schlimmsten Fall zu einem Totalausfall des Seekabels führen können, insbesondere einem Reißen des Seekabels.
Indem anmeldungsgemäß eine strukturierte äußere Manteloberfläche vorgesehen ist, wird die Bewegungsfreiheit des Seekabels zumindest reduziert. Anders ausgedrückt werden durch die strukturierte Oberfläche die ständigen Bewegungen zumindest reduziert sowie ein Davonspülen zumindest erschwert, so dass eine auf ein derartiges Seekabel ausgeübte Zugkraft signifikant reduziert wird. Bei dem anmeldungsgemäßen Seekabel ist daher ein Eingraben in den Gewässerboden nicht mehr erforderlich. Der Verlegaufwand und die entsprechenden Kosten werden reduziert, insbesondere ohne dass das Risiko eines Ausfalls des Seekabels erhöht wird.
Das anmeldungsgemäße Seekabel ist für eine Verlegung auf einem Gewässerboden (z.B. Meeresboden) geeignet. Beispielsweise kann das Seekabel zwei Offshore- Vorrichtungen (z.B. eines Offshore-Windparks) miteinander elektrisch verbinden. Vorzugsweise kann das Seekabel eine Energiekabel insbesondere in Form eines Mittelspannungsseekabels (mindestens 10 kV) oder in Form eines Hochspannungsseekabels (mindestens 60 kV) sein. Die Leistungskapazität des anmeldungsgemäßen Seekabels liegt insbesondere zwischen 3 MW und 2,5 GW.
Zur Energieübertragung weist ein anmeldungsgemäßes Seekabel mindestens einen elektrisch leitfähigen Phasenleiter (z.B. aus Kupfer oder Aluminium) auf. Es versteht sich, dass zwei oder mehr Phasenleiter vorgesehen sein können. Bei einer bevorzugten Ausführungsform sind genau drei Phasenleiter vorgesehen. Dies optimiert insbesondere die Energieüb ertragung über ein Seekabel. Ein elektrisch leitender Phasenleiter kann aus einem oder mehreren elektrisch leitenden Elementen gebildet sein.
Neben dem mindestens einen Phasenleiter weist ein anmeldungsgemäßes Seekabel einen Außenmantel auf. Es versteht sich, dass ein Seekabel vorzugsweise weitere Kabelelemente umfassen kann, wie im weiteren Verlauf der Beschreibung erläutert wird.
Der Außenmantel umgibt den mindestens einen Phasenleiter insbesondere indirekt. Dies meint insbesondere, dass zwischen dem Außenmantel und dem Phasenleiter weitere Schichten angeordnet sein können. Der anmeldungsgerriäße Außenmantel dient insbesondere dem Schutz der Seekabelelemente. Der Außenmantel weist eine äußere Manteloberfläche und insbesondere eine innere Manteloberfläche auf. Die äußere Manteloberfläche ist hach außen gewandt und kontaktiert im installierten Zustand insbesondere die Umgebung (z.B. Wasser und/oder Gewässerboden). Die innere Mant.eloberfläche ist in Richtung des mindestens einen Phasenleiters gewandt und kontaktiert insbesondere eine innere Schicht des Seekabels.
Anmeldungsgemäß ist vorgesehen, dass die äußere Manteloberfläche keine glatte bzw. profillose Manteloberfläche ist, sondern eine strukturierte Manteloberfläche. Eine strukturierte Manteloberfläche meint gemäß der vorliegenden Anmeldung insbesondere, dass die (äußere) Manteloberfläche ein Profil aufweist und insbesondere uneben ist (insbesondere im Vergleich zu einer glatten bzw. ebenen Manteloberfläche).
Gemäß einer ersten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann der Außenmantel aus HDPE (High Density Polyethylen) gebildet sein. HDPE ist sehr robust und gleichzeitig gut verarbeitbar, so dass die Verwendung eines aus HDPE hergestellten Außenmantels bevorzugt ist. Es versteht sich, dass bei anderen Varianten der Anmeldung auch andere Materialien alternativ oder zusätzlich zum Einsatz kommen können.
Bevorzugt kann die Struktur auf der äußeren Manteloberfläche eine regelmäßige bzw. periodische Struktur sein, also insbesondere ein bestimmtes Muster sein. Eine solche Struktur ist insbesondere einfach zu fertigen und verleiht dem Seekabel bestimmte und gleichbleibende Struktureigenschaften. Bei anderen Varianten der Anmeldung kann die Struktur auf der äußeren Manteloberfläche eine unregelmäßige bzw. nichtperiodische (z.B. zufällige) Struktur sein. Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann die strukturierte Manteloberfläche gebildet sein durch eine Grundfläche und eine Mehrzahl von Erhebungen, die von der Grundfläche hervorragen. Die Grundfläche kann insbesondere den tiefsten Punkt in der Struktur bzw. dem Profil bilden. Die mindestens zwei Erhebungen erstrecken sich insbesondere ausgehend von dieser Grundfläche in eine radiale Richtung. Das Resultat ist insbesondere eine Oberfläche mit einer Vielzahl von Unebenheiten.
Insbesondere können bei einem Seekabel folgende Richtungen definiert sein: Eine Kabel erstreckt sich in Axialrichtung. Senkrecht zu der Axialrichtung steht eine Radialrichtung. Senkrecht zur Radialrichtung und senkrecht zur Axialrichtung ist eine U mfangsrichtung definiert. Dementsprechend erstreckt sich eine Manteloberfläche eines Seekabels entlang der U mfangsrichtung.
Grundsätzlich können die Außenflächen der Erhebungen bzw. Unebenheiten beliebig gebildet sein. Bei einer Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann mindestens eine Erhebung zumindest teilweise eine konkave Außenfläche aufweisen. Alternativ oder zusätzlich kann mindestens eine Erhebung zumindest teilweise eine konvexe Außenfläche aufweisen. Alternativ oder zusätzlich kann mindestens eine Erhebung zumindest teilweise eine plane Außenfläche aufweisen.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann der Abstand (auch Tiefe der Struktur bzw. des Profils genannt) zwischen der Grundfläche (also insbesondere dem tiefsten Punkt der Struktur) und einer Spitze einer Erhebung mindestens 0,5 cm betragen, bevorzugt mindestens 1 cm (und höchstens 10 cm, bevorzugt höchstens 4, bevorzugt höchstens 1, 5 cm). Insbesondere bei einem Abstand zwischen 1 cm und 2 cm wird durch die Oberflächenstruktur die Bewegungsfreiheit eines installierten Seekabels erheblich eingeschränkt. Gleichzeitig lassen sich derartige Strukturen einfach fertigen. Der Abstand kann vorzugsweise von dem Durchmesser des Seekabels abhängen. Je größer der Durchmesser des Seekabels ist, desto größer kann der Abstand sein. Anders ausgedrückt kann sich mit steigendem Durchmesser der Abstand entsprechend vergrößern.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann mindestens eine Erhebung (der Mehrzahl von Erhebungen] eine axial verlaufende Erhebung sein. Dies meint insbesondere, dass die Erhebung eine Axialerstreckung entlang der Achse des Seekabels aufweist Insbesondere kann sich die Erhebung mit gleichbleibenden Abstand in axialer Richtung des Seekabels über mindestens ein Teilstück des Seekabels, beispielsweise über das gesamte Seekabel, erstrecken. Dies meint insbesondere, dass die äußere Querschnittsform des Seekabels zumindest über die gesamte (axiale] Länge eines Teilstücks im Wesentlichen gleich bleibt. Beispielsweise können stegförmige Erhebungen vorgesehen sein.
Beispielsweise kann die Querschnitts fläche einer Erhebung im Wesentlichen dreieckförmig sein. Anstelle von planen Flächen bei einer Dreiecksform können auch konvexe oder konkave Flächen oder ein Kombination bei einer Querschnittsfläche einer Erhebung vorgesehen sein. Es versteht sich, dass der Schenkel, der der Spitze der Erhebung gegenüberliegt, gebogen sein kann (abhängig vom Radius des Seekabels].
Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann mindestens eine Erhebung eine in Umfangsrichtung verlaufende Erhebung sein. Beispielsweise kann eine Erhebung (mit gleichbleibenden Abstand) um den gesamten Umfang des Außenmantels verlaufen. Insbesondere können, z.B. durch einen Stempel, Rillen (deren tiefster Punkt die Grundfläche bilden kann) oder dergleichen in den Außenmantel eingeprägt sein. Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform kann ein Seekabel über zumindest zwei unterschiedlich gebildete Manteloberflächen verfügen. Anders ausgedrückt kann das Seekabel mindestens ein erstes Teilstück und mindestens ein weiteres Teilstück aufweisen, wobei zumindest eines dieser Teilstücke eine strukturierte Außenmanteloberfläche aufweist.
Das weitere Teilstück kann vorzugsweise eine glatte äußere Manteloberfläche aufweisen. Das weitere Teilstück kann insbesondere für die Strecke zwischen einem elektrischen Anschluss einer Offshore-Vorrichtung bis zum Gewässerboden angepasst sein. Anders ausgedrückt ist das erste Teilstück für einen Kontakt mit einem Gewässerboden angepasst und das weitere Teilstück für einen ausschließlichen Kontakt mit Wasser.
Alternativ oder zusätzlich kann die Form der Querschnittsfläche bei dem weiteren Teilstück oval sein (im Vergleich zu der im Wesentlichen kreisförmigen Grundquerschnittsfläche (also die Fläche ohne die Erhebungen) des ersten Teilstücks).
Eine entsprechende Ausgestaltung eines Seekabels mit zumindest zwei Teilstücken mit zwei unterschiedlich gebildeten äußeren Manteloberflächen, die jeweils an die Umgebung des Seekabels im installierten Zustand angepasst sind, können die auf das Seekabel (z.B. aufgrund von Strömungen) wirkenden Zugkräfte noch weiter reduziert werden. Dies kann zusätzlich durch eine Anpassung der Querschnittsform unterstützt werden.
Gemäß einer weiteren besonders bevorzugten Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann mindestens eine Erhebung an der Spitze der Erhebung ein Verlängerungselement aufweisen. Das Verlängerungselement kann einen stabförmigen Querschnitt haben. Beispielsweise kann das Verlängerungselement plattenförmig oder stabförmig (im Querschnitt) sein. Ein Verlängerungselement kann insbesondere ein ständiges Bewegen, wie ein hin und her Wackeln, signifikant reduzieren. Eine noch stabilere Lage des Seekabels in einem Installationszustand kann erreicht werden. Es ist anmeldungsgemäß insbesondere erkannt worden, dass abhängig von der Gewässerbodenart bzw. Bodenbeschaffenheit in einem Verlegebereich des Seekabels, also dem Bereich des Gewässerbodens, auf dem das Seekabel verlegt werden soll, die Struktur der äußeren Manteloberfläche unterschiedlich sein sollte. Beispielhafte und nicht abschließende Gewässerbodenart sind weiche Böden, wie Sandböden, und harte Böden, wie Fels- bzw. Steinböden.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform (auch als Ausführungsform A bezeichnet] des anmeldungsgemäßen Seekabels kann das Seekabel zwei Erhebungen mit jeweils einem an der jeweiligen Spitze angeordneten Verlängerungselement aufweisen. Zwischen dem ersten Verlängerungselement und dem weiteren (zu dem ersten Verlängerungselement in Umfangsrichtung benachbarten) Verlängerungselement kann ein Winkel zwischen 170° und 190° vorhanden sein, vorzugsweise von im Wesentlichen 180 °.
Anders ausgedrückt sind die (zuvor beschriebenen) Verlängerungselemente an gegenüberliegenden Seiten des Seekabels angeordnet. Es können vorzugsweise weitere Erhebungen (z.B. in Form von Spikes oder dergleichen, aber ohne Verlängerungselemente) angeordnet sein. Ein derartiges Seekabel ist insbesondere für einen weichen Untergrund, wie einen Sandboden, geeignet. Die Erhebungen können vorzugsweise einen Abstand (zwischen Spitze und Grundfläche) zwischen 0,5 cm und 1,5 cm aufweisen. Ein Verlängerungselement kann vorzugsweise eine Länge von ! cm und 10 cm aufweisen, besonders bevorzugt zwischen 1 cm und 4 cm.
Insbesondere kann in einem Installationszustand des Seekabels das Seekabel zur Hälfte seines Umfangs in den Untergrund eingesunken sein und die Verlängerungselemente auf dem Gewässerboden (flach) aufliegen. In diesem Fall bietet das Seekabel besonders wenig Angriffsfläche für entlangströmendes Wasser. Eine stabile und bewegungsarme Verlegung kann sichergestellt werden. Gemäß einer weiteren Ausführungsform (Ausführungsform B) des anmeldungsgemäßen Seekabels kann das Seekabel vier (in Umfangsrichtung benachbarte) Erhebungen mit jeweils einem an der jeweiligen Spitze angeordneten
Verlängerungselement aufweisen. Zwischen zwei in Umfangsrichtung benachbarten Verlängerungselementen, insbesondere zwischen jeden in Umfangsrichtung benachbarten Verlängerungselementen, kann ein Winkel .zwischen 45° und 135° vorhanden sein, vorzugsweise von im Wesentlichen 90°. Ein solches Seekabel ist insbesondere für einen harten Gewässerboden, wie Stein, geeignet Die Erhebungen können vorzugsweise einen Abstand (zwischen Spitze und Grundfläche) zwischen 0,5 cm und 1,5 cm aufweisen. Eie Verlängerungselement kann vorzugsweise eine Länge von 1 cm und 10 cm aufweisen, besonders bevorzugt zwischen l cm und 4 cm.
Zwei in U mfangsrichtung benachbarte Verlängerungselemente dienen in einem Installationszustand insbesondere zur Abstützung des Seekabels auf den Gewässerboden. Da nicht zu kontrollieren ist, wie das Seekabel auf dem Gewässerboden bei der Verlegung aufkommt, weist das Seekabel in Umfangsrichtung insbesondere genau vier Verlängerungselemente auf, welche vorzugsweise jeweils einen Winkel von im Wesentlichen 90° zu dem jeweils in Umfangsrichtung benachbarten Verlängerungselement haben.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform des anmeldungsgemäßen Seekabels kann der Außenmantel ein nur durch einen Extrusionsprozess hergestellter Außenmantel sein. Dies meint insbesondere, dass zumindest ein Teilstück des Seekabels einen Außenmantel aufweist, der durch einen Extrusionsprozess aufgebracht wurde. Insbesondere kann ein Extruder mit einer formgebenden Öffnung eingesetzt werden, wobei die formgebende Öffnung derart geformt ist, dass eine bestimmte strukturierte äußere Manteloberfläche gebildet wird.
Bei einem Seekabel mit zumindest zwei unterschiedlichen Teilstücken, wie zuvor beschrieben wurde, kann eine entsprechende Anzahl an unterschiedlichen formgebenden Öffnungen zum Einsatz kommen. Alternativ oder zusätzlich kann der Außenmantel ein durch einen kombinierten Extrusions- und Stempelprozess hergestellter Außenmantel sein. Dies meint insbesondere, dass zumindest ein Teilstück des Seekabels einen Außenmantel aufweist, der durch einen Extrusions- und Stempelprozess aufgebracht wurde.
Insbesondere kann ein zunächst aufextrudierter Außenmantel durch einen Stempel verformt werden, derart, dass eine bestimmte strukturierte äußere Manteloberfläche gebildet wird. Beispielsweise kann eine rillenförmige Struktur durch einen entsprechend geformten Stempel eingebracht werden.
Wie bereits beschrieben wurde, kann ein Seekabel vorzugsweise drei Phasenleiter aufweisen, um Energie (bzw. Leistung bzw. Strom) zu übertragen. Ein Phasenleiter kann einstückig, aber auch mehrstückig gebildet sein. Ein Phasenleiter kann entweder rund oder sektorförmig sowie ein- oder mehrdrähtig gebildet sein. Beispielhafte und nicht abschließende Phasenleiter sind Segmentleiter (auch „segmented conductor" genannt) mit mindestens zwei Segmenten, verseilte Phasenleiter (auch „stranded conductor" genannt), gepresste (bzw. komprimierten) Phasenleiter (auch “compressed round conductor” genannt), profilierte Phasenleiter (auch „profiled conductor" genannt) und verdichtete Phasenleiter (auch „compacted conductor" genannt).
Um einen Phasenleiter herum können vorteilhafterweise zunächst eine (innere Leit-) Schicht (nichtmetallene, leitfähige Umhüllung) (z.B. als Phasenleiterschirm (auch conductor screen genannt), dann eine Isolationsschicht (z.B. einschichtig extrudiert) (auch isolation screen genannt) und anschließend eine (äußere Leit-) Schicht (aus einer nichtmetallenen Umhüllung in Kombination mit einem metallenen Teil) als z.B. Kernschutzschicht (auch core sheath genannt) angeordnet sein. Zwischen Kernschutzschicht und Isolationsschicht kann zusätzlich eine metallische Schirmung vorgesehen sein. Ferner kann bei einer Ausführungsform optional ein optisches Phasenleiterkabel vorgesehen sein. Das optische Phasenleiterkabel kann mit einer Temperaturdetektionseinrichtung gekoppelt sein, um die Temperatur im Seekabel zu überwachen. Zudem kann es zur Datenübertragung eingesetzt werden.
Um insbesondere einen bestimmten Kabelquerschnitt (z.B. im Wesentlichen kreisförmig oder ovalförmig, wie zuvor beschrieben wurde) für das Seekabel bzw. einem bestimmten Teilstück zu erhalten, weist das Seekabel in der Regel ein Füllmaterial (auch fillers genannt) auf.
Eine sogenannte Bedding-Schicht kann zwischen mindestens einer Armierungsschicht und den im Inneren des Seekabels angeordneten (zuvor beschriebenen) Elementen angeordnet sein, um insbesondere eine Schutzschicht zwischen der mindestens einen Armierungsschicht und den innenliegenden Kabelelementen bereitzustellen. Eine Bedding-Schicht kann auch zwischen zwei Armierungsschichten (sofern vorhanden) und zwischen einer Armierungsschicht und dem Außenmantel angeordnet sein.
Eine Armierungsschicht kann aus mehreren Seilen gebildet sein. Beispielsweise kann mindestens ein Seil aus Metall (z.B. Stahl) und/oder einem Verbundwerkstoff (z.B. Kohlefaser, Glasfaser etc.) gebildet sein.
Ein weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein Offshore-Windpark. Der Offshore- Windpark umfasst mindestens eine erste Offshore-Vorrichtung (z.B. Offshore- Windkraftanlage, Offshore-Umspannstation etc.) und mindestens eine weitere Vorrichtung (wie eine Onshore-Umspannstation oder eine weitere Offshore- Vorrichtung, z.B. eine Offshore-Windkraftanlage, Offshore-Umspannstation etc.). Die erste Offshore-Vorrichtung und die weitere Vorrichtung sind über ein zuvor beschriebenes Seekabel verbunden.
Eine Offshore-Windkraftanlage kann einen Generator aufweisen, der die kinetische Energie des Winds in elektrische Energie wandelt. Ein weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein Verfahren zum Herstellen eines Seekabels, insbesondere eines zuvor beschriebenen Seekabels. Das Verfahren umfasst: Bereitstellen eines Kabelgrundkörpers, enthaltend zumindest einen Phasenleiter, eingerichtet zum Übertragen von elektrischer Energie, und Aufbringen eines Außenmantels mit einer äußeren strukturierten Manteloberfläche auf den Kabelgrundkörper durch einen Extrusionsprozess oder einen kombinierten Extrusions- und Stempelprozess.
Insbesondere kann ein Kabelgrundkörper bereitgestellt werden, der sämtliche Kabelelemente eines Seekabels (bis auf den Außenmantel) umfasst. Anschließend kann zumindest auf einem Teilstück des Kabelgrundkörpers in zuvor beschriebener Weise ein Außenmantel aufgebracht werden.
Ein noch weiterer Aspekt der Anmeldung ist ein Verfahren zum Verlegen eines Seekabels, insbesondere eines zuvor beschriebenen Seekabels. Das Verfahren umfasst:
Bereitstellen eines ersten Seekabels, aufweisend einen Außenmantel mit einer ersten äußeren strukturierten Manteloberfläche, angepasst für eine erste Gewässerbodenart,
Bereitstellen mindestens eines weiteren Seekabels, aufweisend einen Außenmantel mit einer weiteren äußeren strukturierten Manteloberfläche, angepasst für eine weitere Gewässerbodenart,
Ermitteln der Gewässerbodenart im Verlegebereich des zu verlegenden Seekabels, und
Bestimmen des zu verlegenden Seekabels aus dem ersten bereitgestellten Seekabel und dem mindestens einen weiteren bereitgestellten Seekabel, basierend auf der ermittelten Gewässerbodenart.
Insbesondere kann vor einer Verlegung eines Seekabels der Untergrund analysiert und die Gewässerbodenart ermittelt werden. Insbesondere kann ermittelt werden, ob ein im Wesentlichen harter Untergrund oder ein im Wesentlichen weicher Untergrund (beispielsweise können Grenzwerte vorgegeben sein) vorliegt.
Abhängig von der ermittelten Gewässerbodenart im Verlegebereich (z.B. weich oder hart; Sandboden oder Steinboden; oder dergleichen) kann das zu verlegende Seekabel bestimmt werden. Beispielsweise kann bei Detektion eines weichen Untergrunds (z.B. überwiegend Sandboden) die oben beschriebene Ausführungsform A bestimmt werden und bei Detektion eines harten Untergrunds (z.B. überwiegend Steinboden) die oben beschriebene Ausführungsform B bestimmt werden. Anschließend kann das bestimmte Seekabel verlegt werden.
Ein noch weiterer Aspekt ist eine Verwendung eines zuvor beschriebenen Seekabels für eine Verlegung des Seekabels auf einem Gewässerboden.
Die Merkmale der Seekabel, Offshore-Windparks, Verfahren und Verwendungen 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 Seekabel, den anmeldungsgemäßen Offshore-Windpark, die anmeldungsgemäßen Verfahren und die anmeldungsgemäße Verwendung eines Seekabels 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. 1 eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung, . Fig. 2 eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines
Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 3a eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 3b eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung, Fig. 3c eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 3d eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines
Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 3e eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 4a eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels (insbesondere Ausführungsform A) eines Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 4b eine schematische Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels (insbesondere Ausführungsform B) eines Seekabels gemäß der vorliegenden Anmeldung,
Fig. 5 ein Diagramm eines Ausführungsbeispiels eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung, Fig. 6 ein Diagramm eines Ausführungsbeispiels eines weiteren Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung, und Fig. 7 eine schematische Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Offshore-
Windenergiesystems gemäß der vorliegenden Anmeldung.
In den Figuren werden für gleiche Elemente gleiche Bezugszeichen verwendet.
Die Figur 1 zeigt eine schematische (Querschnitts-)Ansicht eines Ausführungsbeispiels eines Seekabels 100 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Das Seekabel 100 ist insbesondere ein Hochspannungs- oder Mittelspannungsseekabel 100 zur Übertragung von Energie. -
Das Seekabel 100 umfasst mindestens einen Phasenleiter 102, eingerichtet zum Übertragen von elektrischer Energie. Der Phasenleiter 102 ist in einem Kabelgrundkörper 104 integriert, der in nachfolgenden Ausführungsbeispielen beispielhaft erläutert werden wird.
Das Seekabel 100 weist einen Außenmantel 106 auf, der insbesondere aus HDPE hergestellt ist. Wie zu erkennen ist, umgibt der Außenmantel 106 den mindestens einen Phasenleiter 102 (indirekt). Der Außenmantel 106 weist eine innere bzw. innenliegende Manteloberfläche 110 auf, die den Kabelgrundkörper 104 kontaktiert.
Wie ferner zu erkennen ist, weist der Außenmantel 106 eine äußere Manteloberfläche 108 auf. Anmeldungsgemäß ist vorgesehen, dass die äußere Manteloberfläche 108 eine strukturierte Manteloberfläche 108 ist, also eine Struktur bzw. ein Profil aufweist. Die äußere Manteloberfläche 108 ist also keine glatte Oberfläche, wie es aus dem Stand der Technik bekannt ist, sondern eine strukturierte Manteloberfläche 108, also eine Manteloberfläche 108 mit Unebenheiten. Vorliegend weist die äußere Manteloberfläche 108 eine unregelmäßige bzw. nicht-periodische Struktur auf.
Die Figur 2 zeigt eine schematische (Querschnitts-)Ansicht eines weiteren Ausführungsbeispiels eines Seekabels 200 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu dem vorherigen Ausführungsbeispiel nach Figur 1 beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen.
Das dargestellte Seekabel 200 weist drei Phasenleiter 202.1 bis 202.3 auf, um Energie (bzw. Leistung bzw. Strom) zu übertragen. Ein Phasenleiter 202.1 bis 202.3 kann einstückig, aber auch mehrstückig gebildet sein. Ein Phasenleiter 202.1 bis 202.3 kann rund oder sektorförmig sein und/der ein- oder mehrdrähtig gebildet sein.
Um jeden Phasenleiter 202.1 bis 202.3 herum kann vorteilhafterweise zunächst eine (innere Leit-) Schicht 212.1 bis 212.3 (nichtmetallene, leitfähige Umhüllung) (z.B. als Phasenleiterschirm (auch conductor screen genannt)), dann eine Isolationsschicht
220.1 bis 220.3 (z.B. einschichtig extrudiert) (auch isolation screen genannt) und anschließend eine (äußere Leit-) Schicht 214.1 bis 214.3 (aus einer nichtmetallenen Umhüllung in Kombination mit einem metallenen Teil) als z.B. Kernschutzschicht
214.1 bis 214.3 (auch core sheath genannt) angeordnet sein. Zwischen Kernschutzschicht 214.1 bis 214.3 und Isolationsschicht 220.1 bis 220.3 kann zusätzlich eine (nicht gezeigte) metallische Schirmung vorgesehen sein.
Ferner kann optional ein optisches Phasenleiterkabel 222 vorgesehen sein. Das optische Phasenleiterkabel 222 kann mit einer Temperaturdetektionseinrichtung gekoppelt sein, um die Temperatur im Seekabel zu überwachen. Zudem kann es zur Datenübertragung eingesetzt werden.
Um vorliegend einen im Wesentlichen kreisförmigen Kabelquerschnitt für das Seekabel 200 zu erhalten, weist das Seekabel 200 in der Regel ein Füllmaterial 216 (auch fillers genannt) auf.
Eine sogenannte Bedding-Schicht 224 kann zwischen der mindestens einen Armierungsschicht 218 und den im Inneren des Seekabels 200 angeordneten (zuvor beschriebenen) Elementen (Phasenleiter, optisches Phasenleiterkabel 222 etc.) angeordnet sein, um insbesondere eine Schutzschicht 224 zwischen der mindestens einen Armierungsschicht 218 und den innenliegenden Kabelelementen bereitzustellen. Eine (nicht gezeigte) Bedding-Schicht kann auch zwischen zwei Armierungsschichten und zwischen einer Armierungsschicht und dem Außenmantel angeordnet sein.
Eine Armierungsschicht 218 kann aus mehreren Seilen 218.1, 218.2 gebildet sein. Beispielsweise können ein Seil 218.1 aus Metall (z.B. Stahl) und/oder einem Verbundwerkstoff (z.B. Kohlefaser, Glasfaser etc.) und das mindestens eine weitere
Seil 218.2 aus Metall (z.B. Stahl) und/oder einem Verbundwerkstoff (z.B. Kohlefaser, Glasfaser etc.) gebildet sein.
Sämtliche zuvor beschriebene Schichten (außer dem Außenmantel 206) bilden vorliegend den anmeldungsgemäßen Kabelgrundkörper 204. Wie bereits beschrieben wurde, kann dieser mehr, weniger und/oder andere Schichten aufweisen. Der Außenmantel 206 weist eine strukturierte Außenmanteloberfläche 208 auf. Vorliegend ist die Struktur auf der äußeren Manteloberfläche 208 eine regelmäßige bzw. periodische Struktur.
Die strukturierte Manteloberfläche 208 ist insbesondere gebildet ist durch eine Grundfläche 226 (die insbesondere den tiefsten Punkt der Struktur bildet) und eine Mehrzahl von Erhebungen 232, die von der Grundfläche 226 in eine radiale Richtung hervorragen.
Jede Erhebung 232 weist insbesondere eine Spitze 228 auf. Der Abstand 230 (auch Tiefe der Struktur bzw. des Profils genannt) zwischen einer Spitze 228 und der Grundfläche 226 liegt vorzugsweise zwischen 0,5 cm und 1,5 cm. Wie ferner zu erkennen ist, sind die Außenflächen der Erhebungen 232 vorliegend konkav geformt. Zudem können die Erhebungen 232 jeweils axial verlaufende bzw. sich erstreckende Erhebungen 232 sein. Die Figuren 3a bis 3e zeigen (Perspektiv-)Ansichten weiterer Ausführungsbeispiele von Seekabeln 300 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach Figur 1 und 2 beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Insbesondere sei angemerkt, dass zu Gunsten einer besseren Übersicht der jeweilige Kabelgrundkörper 304 vereinfacht dargestellt ist und nur einen Phasenleiter 302 und einen den Phasenleiter . umgebenden Kabelkörper umfasst. Beispielsweise kann der Kabelgrundkörper 304 jeweils ähnlich dem Kabelgrundkörper nach Figur 2 gebildet sein.
Hierbei bezeichnet das Bezugszeichen 301 die axiale Richtung, das Bezugszeichen 303 die radiale Richtung und das· Bezugszeichen 305 die Umfangsrichtung.
Die Figur 3a zeigt ein Seekabel 300 mit einer strukturierten äußeren Manteloberfläche 306, die eine Mehrzahl von Erhebungen 332 und eine Grundfläche 326 aufweist. Wie zu erkennen ist, sind die Außenflächen der Erhebungen 332 vorliegend plan geformt. Zudem erstrecken sich die Erhebungen 332 jeweils axial entlang der Achse 340 des Seekabels 300.
Die einzelnen Erhebungen 323 haben einen im Wesentlichen dreieckförmigen Querschnitt. Der Schenkel des Dreiecks, der der Spitze 328 gegenüberliegt, ist insbesondere gebogen [abhängig vom Radius des Seekabels 300). Das Seekabel 300 hat vorliegend einen im Wesentlichen sternförmigen Querschnitt. Es versteht sich, dass mehr oder weniger Erhebungen in Umfangrichtung gesehen vorgesehen sein können.
Die Figur 3b zeigt ein Seekabel 300 mit einer strukturierten äußeren Manteloberfläche 306, die eine Mehrzahl von Erhebungen 332 und eine Grundfläche 326 aufweist. Auch hier sind die Außenflächen der Erhebungen 332 vorliegend plan geformt und die einzelnen Erhebungen 323 haben insbesondere einen im Wesentlichen dreieckförmigen Querschnitt. Der Querschnitt des Seekabels 300 weist im vorliegenden Ausführungsbeispiel eine achteckige Form auf. Es versteht sich, dass mehr oder weniger Ecken in Umfangsrichtung gesehen vorgesehen sein können.
Bei dem Ausführungsbeispiel nach Figur 3c ragen Erhebungen 332 mit einem rechteckförmigen Querschnitt aus der Grundfläche 326 in radialer Richtung 303 hervor.
Bei dem Ausführungsbeispiel nach Figur 3d ragen Erhebungen 332 mit einem halbkreisförmigen Querschnitt aus der Grundfläche 326 in radialer Richtung 303 hervor. Insbesondere sind die Außenflächen der Erhebungen 332 vorliegend konvex gebildet.
Wie den Figuren 3a bis 3d zu entnehmen ist, erstrecken sich die Erhebungen 332 jeweils in axialer Richtung 301 entlang der Achse 340 des jeweiligen Seekabels 300.
Bei dem Ausführungsbeispiel nach Figur 3e erstrecken sich die Erhebungen 332 in Umfangsrichtung 305. Insbesondere kann die äußere Manteloberfläche 308 in Umfangsrichtung 305 verlaufende Rillen aufweisen. Diese können beispielsweise durch einen Stempelprozess eingeprägt sein.
Die Figuren 4a und 4b zeigen schematische (Querschnitts-)AnSichten von zwei bevorzugten Ausführungsbeispielen von Seekabeln 400 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Zur Vermeidung von Wiederholungen werden nachfolgend im Wesentlichen nur die Unterschiede zu den vorherigen Ausführungsbeispielen nach Figur 1 bis 3e beschrieben und ansonsten auf die vorherigen Ausführungen verwiesen. Insbesondere sei angemerkt, dass zu Gunsten einer besseren Übersicht der jeweilige Kabelgrundkörper 404 vereinfacht dargestellt ist und nur einen Phasenleiter 402 und einen den Phasenleiter 402 umgebenden Kabelkörper umfasst. Die Figur 4a zeigt ein Seekabel 400, das insbesondere für den Einsatz auf einem weichen Gewässerboden, insbesondere einem Sandboden, ausgestaltet ist, während die Figur 4b ein Seekabel 400 zeigt, das insbesondere für den Einsatz auf einem harten Gewässerboden, insbesondere einem Steinboden, ausgestaltet ist.
Wie aus der Figur 4a zu erkennen ist, weist die strukturierte äußere Manteloberfläche 408 eine Mehrzahl von in Umfangsrichtung zueinander beabstandeten Erhebungen 432 auf. Die Erhebungen 432 haben insbesondere einen im Wesentlichen dreieckförmige/n Querschnittsfläche bzw. Querschnitt. Die Erhebungen 432 können sich insbesondere axial erstrecken, aber auch höckerartig gebildet sein, also beispielweise kegelförmig oder pyramidenförmig sein.
An zwei gegenüberliegenden Seiten der äußeren Manteloberfläche 408 sind Erhebungen 432 angeordnet, die jeweils an der jeweiligen Spitze 428 ein Verlängerungselement 450 aufweisen mit einer/m bevorzugt stabförmige/n Querschnitts fläche bzw. Querschnitt. Der Abstand 430 zwischen einer Spitze 428 und der Grundfläche 426 liegt vorzugsweise zwischen 0,5 cm und 1,5 cm. Die Länge 452 eines Verlängerungs el ements 450 liegt vorzugsweise zwischen 1 cm und 4 cm. Zwischen den in Umfangrichtung benachbart zueinander angeordneten Verlängerungselementen 450 ist vorliegend ein Winkel a - 180° vorgesehen. Es versteht sich, dass bei anderen Varianten der Anmeldung der Winkel zwischen 170° und 190° liegen kann.
Im dargestellten installierten Zustand des Seekabels 400 sinkt dieses vorzugsweise bis zur Hälfte seines Umfangs in den [weichen) Gewässerboden 466 ein. In diesem Zustand liegen insbesondere die Verlängerungselemente 450 auf dem Gewässerboden 466 auf. In diesem Zustand wird ein Bewegen des Seekabels 400, beispielsweise durch eine Strömung, deutlich erschwert, so dass eine dauerhaft stabile Lage des Seekabels 400 auf dem Gewässerboden 466 erreicht wird. Ein Eingraben ist nicht erforderlich. Befdem Äusführungsbeispiel nach Figur 4b weist die strukturierte äußere Manteloberfläche 408 eine Mehrzahl von in Umfangsrichtungzueinander beabstandeten Erhebungen 432 auf. Die Erhebungen 432 haben insbesondere einen im Wesentlichen dreieckförmige/n Querschnittsfläche bzw. Querschnitt Die Erhebungen 432 können sich insbesondere axial erstrecken» aber auch höckerartig gebildet sein» also beispielweise kegelförmig oder pyramidenförmig sein.
Wie zu erkennen ist» ist an den. genau vier in Umfangsrichtung angeordneten Erhebungen 432 an der jeweiligen Spitze 428 jeweils ein Verlängerungselemerit 450 angeordnet mit einer/m bevorzugt stabförmige/n Querschnittsfläche bzw. Querschnitt. Der Abstand 430 zwischen einer Spitze 428 und der Grundfläche 426 liegt vorzugsweise zwischen 0,5 cm und 1,5 cm. Die Länge 452 eines Verlängerungselements 450 liegt vorzugsweise zwischen 1 cm und 4 cm. Zwischen den jeweils benachbart zueinander angeordneten Verlängerungselementen 450 ist vorliegend (stets) ein Winkel a = 90° vorgesehen. Es versteht sich» dass bei anderen Varianten der jeweilige Winkel zwischen 45° und 135° liegen kann.
Im dargestellten installierten Zustand .des Seekabels 400 liegt das Seekabel 400 auf dem Gewässerboden 466 auf und wird in dieser Position durch zwei in
Umfangsrichtung benachbart angeordneten Verlängerungselemente 450 gestützt. In diesem Zustand wird ein Bewegen des Seekabels 400, beispielsweise durch eine Strömung, deutlich erschwert, so dass eine dauerhaft stabile Lage des Seekabels 400 auf dem Gewässerboden 466 erreicht wird. Ein Eingraben ist nicht erforderlich.
Die Figur 5 zeigt ein Diagramm eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung zum Herstellen eines Seekabels, insbesondere eines Seekabels nach einem der vorherigen Ausführungsbeispiele.
In einem ersten Schritt 501 erfolgt ein Bereitstellen eines Kabelgrundkörpers (z.B. entsprechend Figur 2), enthaltend zumindest einen Phasenleiter (vorzugsweise drei Phasenleiter), eingerichtet zum Übertragen von elektrischer Energie. In einem weiteren Schritt 502 erfolgt ein Aufbringen eines Außenmantels mit einer äußeren strukturierten Manteloberfläche auf den Kabelgruridkörper durch einen Extrusionsprozess oder einen kombinierten Extrusions- und Stempelprozess.
Die Figur 6 zeigt ein Diagramm eines Verfahrens gemäß der vorliegenden Anmeldung zum Verlegen eines Seekabels, insbesondere eines Seekabels nach einem der vorherigen Ausführungsbeispiele.
In einem Schritt 601 erfolgt ein Bereitstellen eines ersten Seekabels (z.B. Ausführungsform A), aufweisend einen Außenmantel mit einer ersten äußeren strukturierten Manteloberfläche, angepasst für eine erste Gewässerbodenart.
In einem Schritt 602 (der zumindest teilweise parallel ausgeführt werden kann) erfolgt ein Bereitstellen mindestens eines weiteren Seekabels (z.B. Ausführungsform B), aufweisend einen Außenmantel mit einer weiteren äußeren strukturierten Manteloberfläche, angepasst für eine weitere Gewässerbodenart. Insbesondere meint ein Bereitstellen eines Seekabels in den Schritten 601 Und 602, dass das jeweilige Seekabel grundsätzlich für eine Verlegung verfügbar ist
In einem Schritt 603 erfolgt ein Ermitteln der Gewässerbodenart im Verlegebereich des zu verlegenden Seekabels. Beispielsweise können Bodenproben im Verlegebereich entnommen und analysiert werden.
In einem Schritt 604 erfolgt ein Bestimmen des zu verlegenden Seekabels aus dem ersten und dem mindestens einen weiteren bereitgestellten Seekabel, basierend auf der ermittelten Gewässerbodenart.
Insbesondere kann für jedes der zumindest zwei Seekabel ein bestimmter Bodenparameterbereich vorgegeben sein. Wenn ermittelt wird, dass die Bodenproben (zumindest überwiegend) in dem Bodenparameterbereich liegen, die dem ersten Seekabel (z.B. Ausführungsform A) zugeordnet Ist, dann wird das erste Seekabel bestimmt bzw. ausgewählt. Wenn ermittelt wird, dass die Bodenproben (zumindest überwiegend) in dem Bodenparameterbereich liegen, die dem weiteren Seekabel (z.B. Ausführungsform B) zugeordnet ist, dann wird das weitere Seekabel bestimmt bzw. ausgewählt.
Anschließend wird das bestimmte Seekabel auf dem Gewässerboden verlegt.
Es versteht sich, dass drei oder mehr unterschiedliche Seekabel mit unterschiedlichen Strukturen an der äußeren Manteloberfläche bereitstellbar sein können für eine entsprechende Anzahl an unterschiedlichen Gewässerböden.
Die Figur 7 zeigt ein Ausführungsbeispiel eines Offshore-Windparks 760 gemäß der vorliegenden Anmeldung. Beispielhaft sind zwei Offshore-Windkraftanlagen 762 dargestellt. Es versteht sich, dass ein Offshore-Windpark über eine Vielzahl von Offshore-Windkraftanlagen und mindestens einer (nicht gezeigten) Offshore- Umspannstation verfügen kann. Beispielsweise kann eine Mehrzahl von Offshore- Windkraftanlagen zu mehreren Strings elektrisch zusammengeschaltet sein, wobei jeder String elektrisch mit einer Offshore-Umspannstation verbunden sein kann. Die Offshore-Umspannstation kann wiederum elektrisch mit einer weiteren Offshore- Umspannstation oder einer Onshore-Umspannstation des Offshore-Windparks verbunden sein.
Eine Offshore-Windkraftanlage 762 ist vorliegend über eine Gründungsstruktur auf dem Gewässerboden 766, insbesondere ein Meeresboden 766, installiert. Bei anderen Varianten der Anmeldung kann eine Offshore-Vorrichtung auch eine schwimmende Offshore-Vorrichtung sein mit einer schwimmenden Gründungsstruktur.
Eine Offshore-Windkraftanlage 762 ist eingerichtet, die kinetische Energie des Winds in elektrische Energie zu wandeln. Zum Übertragen der generierten elektrischen Energie an eine weitere Offshore-Windkraftanlage 762 und dann beispielsweise an eine Onshore-Umspannstation ist in dem Offshore-Windpark ein inneres Verkabelungsnetzwerk in Form von Seekabeln 700 vorgesehen. Ein Seekabel.700 kann beispielsweise wie ein in Bezug zu den Figuren 1 bis 4b beschriebenes Seekabel gebildet sein, so dass zur Vermeidung von Wiederholungen auf die obigen Ausführungen verwiesen wird.
Besonders bevorzugt kann ein Seekabel 700 in mindestens zwei, insbesondere (genau) drei Teilstücke 700.1 bis 700.3, unterteilt sein. Ein erstes und ein drittes Teilstück 700.1, 700.3 kann jeweils von einem elektrischen Anschluss 764 einer Offshore-Vorrichtung 762 bis (ungefähr) zum Gewässerboden 766 verlaufen. Das zweite Teilstück 700.2 verläuft von einem Ende des ersten Teilstücks 700.1 zu einem Ende des dritten Teilstücks 700.3.
Anders ausgedrückt ist das erste und das dritte Teilstück 700.1, 700.3 im dargestellten installierten Zustand des Seekabels 700 im Wesentlichen ausschließlich von Wasser umgegeben, während das zweite Teilstück 700.2 auf dem Gewässerboden 766 aufliegt (und beispielsweise teilweise eingesunken sein kann).
Das erste und das dritte Teilstück 700.1, 700.3 können vorzugsweise eine äußere Manteloberfläche ohne Struktur, also mit einer glatten, profillosen Oberfläche aufweisen.
Die äußere Manteloberfläche des zweiten Teilstücks 700.2 ist eine strukturierte Manteloberfläche, wie sie zuvor beschrieben wurde. Zusätzlich kann das erste und das dritte Teilstück 700.1, 700.3 eine im Wesentlichen ovalförmig Querschnittsfläche und das zweite Teilstück 700.2 eine im Wesentlichen kreisförmige Grundquerschnittsfläche (also die Fläche ohne die Erhebungen) aufweisen. Anders ausgedrückt ist das erste und das dritte Teilstück 700.1, 700.3 für einen Verlauf durchs Wasser optimiert und das zweite Teilstück 700.2 für eine Verlegung auf einem Gewässerboden.

Claims

P a t e n t a n s p r ü c h e
1. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700), insbesondere Hochspannungs- oder Mittelspannungsseekabel (100, 200, 300, 400, 700), umfassend: mindestens einen Phasenleiter (102, 202.1, 202.2, 202.3, 302, 402), eingerichtet zum Übertragen elektrischer Energie, und mindestens einen den mindestens einen Phasenleiter (102, 202.1, 202.2, 202.3, 302, 402) umgebenden Außenmantel (106, 206, 306, 406) mit einer äußeren Manteloberfläche (108, 208, 308, 408), dadurch gekennzeichnet, dass - die äußere Manteloberfläche (108, 208, 308, 408) eine strukturierte
Manteloberfläche (108, 208, 308, 408) ist.
2. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass - die strukturierte Manteloberfläche (108, 208, 308, 408) gebildet ist durch eine
Grundfläche (226, 326, 426) und eine Mehrzahl von Erhebungen (232, 332, 432), die von der Grundfläche (226, 326, 426) hervorragen.
3. Seekabel (100, 200, 300, ,400, 700) nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine Erhebung (232, 332, 432) zumindest teilweise eine konkave
Außenfläche aufweist, und/oder mindestens eine Erhebung (232, 332, 432) zumindest teilweise eine konvexe Außenfläche aufweist, und/oder mindestens eine Erhebung (232, 332, 432) zumindest teilweise eine plane
Außenfläche aufweist.
4. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Abstand (230, 430) zwischen der Grundfläche (226, 326, 426) und einer Spitze (228, 328, 428) einer Erhebung (232, 332, 432) mindestens 0,5 cm beträgt, bevorzugt mindestens 1 cm.
5. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach einem der Ansprüche 2 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine Erhebung (232, 332, 432) eine axial verlaufende Erhebung (232, 332, 432) ist.
6. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach einem der Ansprüche 2 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine Erhebung (232, 332, 432) eine in Umfangsrichtung verlaufende Erhebung (232, 332, 432) ist.
7. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach einem der Ansprüche 2 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine Erhebung (232, 332, 432) an der Spitze (228, 328, 428) der Erhebung (232, 332, 432) ein Verlängerungselement (450) aufweist.
8. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass das Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) zwei Erhebungen (232, 332, 432) mit jeweils einem an der jeweiligen Spitze (228, 328, 428) angeordneten Verlängerungselement (450) aufweist, wobei zwischen dem ersten Verlängerungselement (450) und dem in Umfangsrichtung zu dem ersten Verlängerungselement (450) benachbarten weiteren Verlängerungselement (450) ein Winkel zwischen 170° und 190° vorhanden ist, vorzugsweise von im Wesentlichen 180 °.
9, Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass das Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) vier Erhebungen (232, 332, 432) mit jeweils einem an der jeweiligen Spitze (228, 328, 428) angeordneten
Verlängerungselement (450) aufweist, wobei zwischen zwei in U mfangsri chtung benachbarten Verlängerungselementen (450) ein Winkel zwischen 45° und 135° vorhanden ist, vorzugsweise von im Wesentlichen 90°
10. Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach einem der vorherigen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Außenmantel (106, 206, 306, 406) ein nur durch einen Extrasionsprozess hergestellter Außenmantel (106, 206, 306, 406) ist, und/oder der Außenmantel (106, 206, 306, 406) ein durch einen kombinierten Extrusionsund Stempelprozess hergestellter Außenmantel (106, 206, 306, 406) ist 11 Offshore-Windpark (760), umfassend: mindestens eine erste Offshore-Vorrichtung (762) und mindestens eine weitere Vorrichtung (762), wobei die erste Offshore-Vorrichtung (762) und die weitere Vorrichtung (762) über ein Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) nach einem der vorherigen Ansprüche verbunden sind.
12. Verfahren zum Herstellen eines Seekabels (100, 200, 300, 400, 700), insbesondere eines Seekabels (100, 200, 300, 400, 700) nach einem der vorherigen Ansprüche 1 bis 10, umfassend: Bereitstellen eines Kabelgrundkörpers (104, 204, 304, 404), enthaltend zumindest einen Phasenleiter (102, 202.1, 202.2, 202.3, 302, 402), eingerichtet zum Übertragen von elektrischer Energie, und
Aufbringen eines Außenmantels (106, 206, 306, 406) mit einer äußeren strukturierten Manteloberfläche (108, 208, 308, 408) auf den Kabelgrundkörper (104, 204, 304, 404) durch einen Extrusionsprozess oder einen kombinierten Extrusions- und Stempelprozess.
13. Verfahren zum Verlegen eines Seekabels (100, 200, 300, 400, 700), insbesondere eines Seekabels (100, 200, 300, 400, 700) nach einem der vorherigen Ansprüche 1 bis 10, auf einem Gewässerboden (466, 766), umfassend:
Bereitstellen eines ersten Seekabels (100, 200, 300, 400, 700), aufweisend einen Außenmantel (106, 206, 306, 406) mit einer ersten äußeren strukturierten Manteloberfläche (108, 208, 308, 408), angepasst für eine erste Gewässerbodenart,
Bereitstellen mindestens eines weiteren Seekabels (100, 200, 300, 400, 700), aufweisend einen Außenmantel (106, 206, 306, 406) mit einer weiteren äußeren strukturierten Manteloberfläche (108, 208, 308, 408), angepasst für eine weitere Gewässerbodenart,
Ermitteln der Gewässerbodenart in einem Verlegebereich des zu verlegenden Seekabels (100, 200, 300, 400, 700), und
Bestimmen des zu verlegenden Seekabels (100, 200, 300, 400, 700) aus dem ersten bereitgestellten Seekabel (100, 200, 300, 400, 700) und dem mindestens einen weiteren bereitgestellten Seekabel (100, 200, 300, 400, 700), basierend auf der ermittelten Gewässerbodenart
14. Verwendung eines Seekabels (100, 200, 300, 400, 700) gemäß einem der vorherigen Ansprüche 1 bis 10 für eine Verlegung des Seekabels (100, 200, 300, 400, 700) auf einem Gewässerboden (466, 766).
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