Über das Projekt:
Entlang der französischen Küste entstehen neue Offshore-Windparks. RTE stellt die zuverlässige Anbindung dieser Anlagen an das Stromnetz sicher, sowohl für Windparks mit festen Fundamenten als auch für ein schwimmendes Pilotprojekt. Die Netzanbindung basiert auf komplexen Erd- und Seekabelsystemen. Für einen sicheren und wirtschaftlichen Betrieb sind eine frühzeitige Fehlererkennung und eine hohe Systemverfügbarkeit entscheidend.
Um diese Herausforderungen zu bewältigen, setzt RTE auf modernes Distributed Temperature Sensing (DTS) zur Hotspot-Erkennung sowie auf Distributed Acoustic Sensing (DAS) zur Erkennung von Third Party Intrusion (TPI) und Kabelfehlern entlang der Offshore-Verbindungen. Die Systeme ermöglichen eine kontinuierliche Überwachung in Echtzeit und unterstützen eine effizientere Betriebs- und Instandhaltungsstrategie.
Im Rahmen dieser Projekte hat AP Sensing kürzlich Monitoring-Lösungen für mehrere Offshore-Windvorhaben geliefert, die jeweils unterschiedliche technische Anforderungen und Einsatzbedingungen mit sich bringen.
Diese Case Study stellt drei der jüngsten abgeschlossenen Projekte vor. Sie zeigt, wie maßgeschneiderte Sensoriklösungen eingesetzt wurden, um Leistung, Betriebssicherheit und den langfristigen Schutz der Anlagen unter anspruchsvollen Offshore-Bedingungen sicherzustellen.
Die folgenden drei Projekte zeigen, wie diese Monitoring-Konzepte für unterschiedliche Kabelkonfigurationen, Spannungsebenen und Installationsumgebungen umgesetzt wurden.
Der Windpark Fécamp liegt vor der Küste der Normandie im Ärmelkanal. Die Netzanbindung erfolgt über zwei 225-kV-Exportkabel mit insgesamt 31 km Erdkabel- und 17 km Seekabelabschnitten. Die Monitoring-Lösung umfasst ein zweikanaliges N4525A DTS-System sowie eine zweikanalige N5125B DAS-Einheit . Damit werden beide Exportkabel vollständig überwacht und eine kontinuierliche thermische sowie akustische Überwachung entlang der gesamten Strecke ermöglicht.
Der Windpark Saint-Brieuc liegt ebenfalls im Ärmelkanal vor der Küste der Bretagne. Die Netzanbindung erfolgt über zwei 225-kV-Exportkabel mit 16 km Erdkabel- und 34 km Seekabelabschnitten. Wie beim Projekt Fécamp kommen auch hier ein zweikanaliges N4525A DTS-System sowie eine zweikanalige N5125B DAS-Einheit zum Einsatz. Dadurch kann jedes Kabel unabhängig und kontinuierlich überwacht werden.
Das schwimmende Pilotprojekt Gruissan liegt im Mittelmeer vor der französischen Südküste. Die Netzanbindung erfolgt über ein einzelnes 66-kV-Exportkabel mit 3 km Erdkabel- und 24 km Seekabelabschnitten.Das System umfasst ein einkanaliges N4525A DTS-System zur Temperaturüberwachung sowie ein einkanaliges N5225B DAS-System für die akustische Überwachung.
Bei allen drei Projekten folgt die Installation der faseroptischen Kabel (engl. Fiber optic cable, FOC) einem einheitlichen Konzept, das sowohl für Onshore- als auch Offshore-Umgebungen angepasst wurde. Für das gesamte Monitoring kommen Singlemode-Fasern (SM-Fasern) zum Einsatz.
Auf den Erdkabelabschnitten außerhalb der Umspannwerke sind die Energiekabel in Kabelschutzrohren verlegt. In einigen Bereichen sind sie zusätzlich in Beton eingebettet, entweder in Dreiecksanordnung oder in flacher Verlegeanordnung.
Die für das Monitoring eingesetzten optischen Fasern werden in separaten Schutzrohren in unmittelbarer Nähe der Energiekabel verlegt. Der Abstand beträgt dabei etwa 40 mm, um eine zuverlässige thermische und akustische Kopplung sicherzustellen. An Land enden die faseroptischen Kabel an den Kabelendverschlüssen der Energiekabel (siehe Abbildung 1). Dort werden sie mit Verbindungskabeln verspleißt, die zu den Monitoring-Racks in den Umspannwerken führen.
Auf den Seekabelabschnitten sind die Energiekabel über weite Teile der Strecke im Meeresboden verlegt. Eine Ausnahme bildet der Übergangsbereich, in dem die Kabel zur Offshore-Plattform geführt werden. In diesen Bereichen besteht das System aus einem oder zwei dreiadrigen Energiekabeln mit integrierter optischer Faser innerhalb der Kabelkonstruktion unterhalb der Armierungsschicht. Auf den Offshore-Plattformen werden die faseroptischen Kabel über Faser-Pigtails angeschlossen.
Alle Sensoriksysteme sind bei jedem Projekt an Land in standardisierten 19"-Schaltschränken installiert, wie in Abbildung 2 dargestellt. Jeder Schaltschrank enthält einen Hauptserver mit der SmartVision Software. Diese dient als Bedienoberfläche für die Systemvisualisierung und ermöglicht die Übertragung von Alarmmeldungen an die cloudbasierte Monitoring-Plattform von RTE.
Die DAS-Lösung überwacht jede Energiekabeltrasse in Echtzeit. Die akustische Energie wird dabei als Funktion von Zeit und Entfernung in sogenannten Waterfall-Diagrammen dargestellt. Zusätzlich werden die Messdaten sowohl auf internen Festplatten als auch redundant auf Network Attached Storage (NAS)-Systemen gespeichert. Bei potenziellen Gefährdungen löst das System automatisch Alarme aus. Die Erkennung von Third Party Intrusion (TPI) basiert auf der Identifikation wiederkehrender, hochamplitudiger und niederfrequenter Bodenvibrationen. Die Erkennung von Kabelfehlern erfolgt hingegen über impulsartige Breitbandsignale.
Abhängig von der Faserlänge wird für jedes Projekt eine Pulsrate von 1 kHz oder 2 kHz verwendet. Für die Fernbereichsüberwachung kommen eine räumliche Abtastung von 10 m und eine Gauge Length von 20 m zum Einsatz. Im Nahbereich werden diese Werte auf 5 m beziehungsweise 10 m reduziert.
Die DTS-Lösung überwacht kontinuierlich das Temperaturprofil der Energiekabel. Die Messdaten werden auf dem Server gespeichert, an die cloudbasierte Monitoring-Plattform von RTE übertragen und bei erkannten Hotspots automatisch Alarmmeldungen ausgelöst. Für alle DTS-Systeme ist eine Messzeit von 30 Minuten eingestellt. Im Nahbereich werden eine räumliche Abtastung von 1 m und eine Ortsauflösung von 2 m verwendet. Für Fernbereichsanwendungen liegen diese Werte bei 2 m beziehungsweise 4 m. Um eine hohe Messgenauigkeit über die gesamte Kabellänge sicherzustellen, werden die DTS-Messkurven abhängig von der jeweiligen Installationsumgebung kalibriert. Die Onshore-Abschnitte werden mithilfe bekannter Referenztemperaturen kalibriert. Für die Offshore-Bereiche werden öffentlich verfügbare Temperaturdaten des Meeresbodens genutzt. Die Validierung am Ende der Kabeltrassen erfolgt über PT100-Sensoren auf den Offshore-Plattformen.
Für beide Monitoring-Technologien werden Alarmmeldungen mit Informationen zu Art, Zeitpunkt und Position des Ereignisses in der SmartVision Plattform von AP Sensing visualisiert (siehe Abbildung 3). Bei TPI-Ereignissen, Kabelfehlern oder Faserbrüchen wird die betroffene Position hervorgehoben und eine Meldung mit Ereignistyp, Zeitstempel, Dauer, Faser- beziehungsweise Asset-Position, GPS-Koordinaten sowie dem nächstgelegenen Referenzpunkt erzeugt. Diese Alarmmeldungen werden zusätzlich an die cloudbasierte Monitoring-Plattform von RTE zur weiteren Verarbeitung übertragen.
Seit der Inbetriebnahme hat das DTS-System seinen Nutzen bei der frühzeitigen Erkennung von Anomalien bereits unter Beweis gestellt, wie in Abbildung 4 dargestellt. In einem Fall wurde über mehrere Wochen ein lokaler Temperaturanstieg von etwa 7,4 °C festgestellt. Dies entsprach einer kontinuierlichen Zunahme von rund 0,35 °C pro Tag. Die Abweichung vom erwarteten Temperaturverlauf deutete auf einen möglichen Hotspot hin und wurde an den Betreiber gemeldet. Die anschließende Untersuchung bestätigte, dass der Temperaturanstieg durch landwirtschaftliche Arbeiten oberhalb der Kabeltrasse verursacht wurde. Der Betreiber leitete daraufhin geeignete Maßnahmen ein, um das Risiko zu minimieren und ähnliche Vorfälle künftig zu vermeiden.
Auch das DAS-System hat seinen Nutzen bei der Erkennung und Einordnung externer Aktivitäten entlang der Kabeltrasse unter Beweis gestellt (siehe Abbildung 5). In einem Projekt wurden akustische Signale im Zusammenhang mit Bauarbeiten in der Nähe der Kabeltrasse in Echtzeit erkannt und lokalisiert. Der Betreiber bestätigte anschließend, dass es sich um geplante Arbeiten im Umfeld der Kabelinfrastruktur handelte. Dieses Beispiel zeigt, wie DAS eine kontinuierliche Situationsübersicht ermöglicht. Dadurch lassen sich unkritische externe Aktivitäten von potenziellen Gefährdungen unterscheiden und fundierte Entscheidungen treffen, ohne dass sofort eine Vor-Ort-Inspektion erforderlich ist.
Eine zusätzliche Funktion des DTS-Systems ist die Überwachung der Verlegetiefe (Depth of Burial State, DoBS) von Seekabeln. Das Verfahren basiert auf dem Zusammenhang zwischen der Kabelbelastung und der daraus resultierenden Temperaturänderung entlang der Faser. Ist das Kabel im Meeresboden verlegt, bleibt die während des Betriebs entstehende Wärme weitgehend im umliegenden Boden gespeichert. Dadurch folgt das Temperaturprofil den Laständerungen sehr deutlich. Liegt das Kabel hingegen frei, wird die Wärme effizient an das umgebende Wasser abgegeben. Die Temperatur reagiert dann deutlich schwächer auf Laständerungen, wie im linken Diagramm von Abbildung 6 dargestellt.
Durch die Auswertung dieser Last-Temperatur-Korrelation, der sogenannten thermischen Reaktion, kann das System Bereiche erkennen, in denen das Kabel möglicherweise nicht ausreichend verlegt ist oder freiliegt. Eine verringerte thermische Reaktion weist auf eine mögliche Freilegung hin, wie im rechten Diagramm von Abbildung 6 dargestellt. In solchen Fällen wird der Status der Verlegetiefe in der SmartVision Plattform entsprechend gekennzeichnet.
Fazit
Die Implementierung der DTS- und DAS-Lösungen von AP Sensing in den Offshore-Windprojekten Fécamp, Saint-Brieuc und Gruissan zeigt die Leistungsfähigkeit faseroptischer Monitoring-Systeme für die zuverlässige Überwachung kritischer Energiekabelinfrastrukturen. Durch die Kombination aus Hotspot-Erkennung in Echtzeit, TPI-Monitoring und erweiterten Analysen wie der Überwachung der Verlegetiefe (DoBS) ermöglichen die Lösungen eine kontinuierliche Transparenz entlang der gesamten Kabeltrasse.
Die Ergebnisse zeigen, wie integrierte DTS- und DAS-Systeme einen proaktiven Betriebs- und Instandhaltungsansatz unterstützen, Betriebsrisiken reduzieren und fundierte Entscheidungen ermöglichen. Mit dem weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie gewinnen solche Monitoring-Technologien zunehmend an Bedeutung. Sie leisten einen wichtigen Beitrag zum Schutz kritischer Anlagen und zur langfristigen Sicherstellung einer zuverlässigen Netzanbindung unter anspruchsvollen Offshore-Bedingungen.
