Nevesbu en Iv presenteren gepatenteerd concept voor drijvend offshore substation
Maritiem ingenieursbureau Nevesbu en Iv presenteren een gepatenteerd concept voor een floating offshore substation (FOSS) gebaseerd op bewezen Tension Leg Platform (TLP) technologie. Het concept is reeds succesvol getest in het bassin van MARIN.
Naar verwachting zal er tegen 2050 1.800 GW aan offshore windenergie worden opgewekt, waarvan 250 GW uit drijvende windparken. Dit vermeldde DNV in het rapport Floating offshore wind: The next five years, dat is gepubliceerd in 2022. Om deze enorme hoeveelheid energie efficiënt van zee naar land te transporteren, zijn offshore substations essentieel. Momenteel onderzoeken bedrijven de technologieën voor drijvende offshore substations, maar er zijn nog geen bewezen ontwerpen op de markt. De dynamische omstandigheden waarmee een FOSS te maken krijgt, vormen een onontgonnen terrein voor fabrikanten van apparatuur en kabels.
Uitdagingen
Vanuit technisch oogpunt zijn conceptuele studies uitdagend en complex, aangezien er nog veel onbekendheden zijn met betrekking tot: de normen die moeten worden gehanteerd in het algehele ontwerp van de drijvende oplossing; de toegestane bewegingscriteria van de HV-apparatuur en de vermoeidheidscapaciteit van de kabels tussen het platform en de windturbines (inter-arraykabels) en de exportkabels. Windturbines zijn in staat zijn om te opereren in omstandigheden tot Beaufort 8, wat betekent dat het drijvende substation operationeel moet zijn met golven van 8 tot 12 meter hoog. Dit maakt de punten 2 en 3 nog uitdagender.
Drijvend substation standaarden
In 2021 werd het Floating Offshore Substations (FOSS) Joint Industry Project (JIP), geïnitieerd door DNV, gestart. Het hoofddoel was om de hiaten in de huidige normen voor drijvende offshore substations te bestuderen, voorstellen te doen om deze hiaten te overbruggen, en de huidige stand van technologie en ontwerp te verkennen. Naast de ontwikkeling van deze norm, wordt er een aanbevolen aanpak voorbereid voor het ontwerp en de analyse van hoogspanningsexportkabels. Nevesbu en Iv. waren nauw betrokken bij dit JIP, samen met tal van bedrijven uit de industrie. Dit JIP heeft meer inzicht gegeven in de resterende uitdagingen en technologische hiaten voor drijvende offshore substations en in de voorkeursnormen voor drijvende oplossingen. Fase II van deze JIP is in juni 2024 gestart met een kick-off bijeenkomst.
Concept van Nevesbu en Iv
In de afgelopen jaren hebben Nevesbu en Iv verschillende concepten voor drijvende substations onderzocht en vergeleken. Hierbij zijn verschillende drijvende oplossingen onderzocht, zoals SPAR’s, boeien, semi-submersibles en zogenoemde tension leg platforms (TLP’s).
Elk concept moet voldoen aan de vastgestelde eisen voor offshore windenergie, waarbij overmatig staalgewicht moet worden voorkomen en eenvoud in fabricage moet worden gehandhaafd. Verder is het essentieel om veiligheid en betrouwbaarheid te waarborgen, terwijl ook een zeer hoge beschikbaarheid en een platformlevensduur van minimaal 30 tot 40 jaar moet worden gegarandeerd. Daarnaast moeten de sociale kosten van het leveren van duurzame elektriciteit betaalbaar blijven, en mag de oplossing zelf dus niet te duur zijn qua kosten.
Het uiteindelijk door Iv en Nevesbu ontwikkelde concept is gebaseerd op bewezen Tension Leg Platform (TLP) technologie. Het concept is ontworpen voor het omzetten van 1,4 tot 2,0 GW aan vermogen, met een DC export link van 300 tot 525 kV. Een typische HVDC-topside weegt ongeveer 13.000 tot 20.000 ton. Het drijvende HVDC-platform heeft een dekoppervlak van 85 bij 85 meter en steekt ongeveer 25 meter boven het wateroppervlak uit. De algehele indeling is geoptimaliseerd voor toepassing op een drijvende onderstructuur. Wanneer het platform op zee is geïnstalleerd, wordt het op zijn plaats gehouden met behulp van zogenaamde ‘tendons’ die verticaal verankerd zijn aan de zeebodem, waardoor de verticale bewegingen en versnellingen worden beperkt.
Kabelgeleidingssysteem
Dynamische inter-arraykabels worden al op ware grootte ontwikkeld en getest in de drijvende windturbinepilots wereldwijd en worden daarom als volwassen beschouwd voor de inzet van de eerste FOSS-eenheden. De DC-exportkabels zijn daarentegen nog gevoeliger voor vermoeidheid vanwege de grote kern en de omringende metalen mantel. Nevesbu ontwikkelde een kabelgeleidingssysteem dat het vermoeidheidsprobleem voor de DC-exportkabel oplost (CGS).
Testen bij MARIN
Nevesbu heeft het drijvende concept op schaalmodel getest met verschillende configuraties van het kabelgeleidingssysteem (CGS). De modeltest is uitgevoerd binnen het MKB-slot van MARIN. De maximale golfhoogte die in het modelbekken is getest, komt overeen met de gebeurtenis eens in de 100 jaar ten westen van Shetland, wat overeenkomt met Hs > 17,0 meter. Een eerste controle op hoog niveau heeft aangetoond dat de gemeten maximale verplaatsing, versnellingen en CGS-belastingen in onregelmatige golven vergelijkbaar zijn met de resultaten van het numerieke model van Nevesbu.
Na de succesvolle testcampagne van het drijvende substation, in combinatie met het zelfontwikkelde kabelgeleidingssysteem, bevindt het FOSS-concept zich op ‘Technologie Readiness Level 3’ en is het klaar voor verdere ontwikkeling. Op basis van dit solide concept zullen meer diepgaande vermoeidheidslevensduurschattingen van de drijver, tendons, kabelgeleidingssysteem en HV-apparatuur worden uitgevoerd om de ontwerpoplossing verder te verbeteren. De partners geven aan dat nauwe samenwerking met OEM’s parallel moet worden opgezet om de beperkingen van apparatuur nog beter te begrijpen. Bron: Iv
Category: Drijvende windenergie, Windenergie