Een volgende stap in drijvende windenergie

De energietransitie is een veelbesproken onderwerp binnen de offshore-industrie, en niet zonder reden. De effecten van klimaatverandering zijn duidelijk merkbaar, wat het noodzakelijk maakt om te investeren in de ontwikkeling van grootschalige duurzame offshore energie. Hoewel het moeilijk te voorspellen is hoe de toekomstige energiemix eruit zal zien, is het duidelijk dat offshore windenergie de komende jaren enorm zal groeien.

Potentieel van drijvende windenergie

Naar verwachting zal er tegen 2050 1.800 gigawatt (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. Geschikte regio’s voor het opwekken van drijvende offshore windenergie zijn onder andere Californië en Zuidoost-Azië, maar ook Europa, waar de focus ligt op de Middellandse Zee, de Noordzee, de Golf van Biskaje, de Oostzee en de Egeïsche Zee. Al deze gebieden hebben diep water en geschikte windomstandigheden voor het opwekken van duurzame energie.

Om 250 GW duurzame windenergie efficiënt van zee naar land te transporteren, zijn zogenoemde offshore substations nodig. Deze substations verzamelen de windenergie (AC) van het windpark, zetten de elektriciteit om naar hoogspanningsgelijkstroom (HVDC) of hoogspanningswisselstroom (HVAC) en transporteren dit via 2 of 4 exportkabels naar land. Op deze manier worden de energieverliezen tijdens het transport van een substation naar land aanzienlijk verminderd. Deze substations worden al veel gebruikt in ondiepe wateren, waar het platform wordt ondersteund door een jacket of andere aan de bodem bevestigde oplossingen. Elk substation is meestal verbonden met 100 tot 150 windturbines, die tussen de 1,0 en 2,0 GW aan vermogen opwekken.

Bij waterdiepten van meer dan 150 meter stijgen de kosten van de bekende ‘vaste’ (ofwel: aan de bodem bevestigde) oplossingen exponentieel, waardoor drijvende oplossingen een interessant alternatief worden. Naar verwachting zullen de substations bij waterdiepten tot 300 meter nog steeds aan de bodem verankerd zijn, terwijl de turbines al gebruikmaken van een drijvende oplossing. In gebieden met waterdiepten van meer dan 300 meter zal een drijvend offshore substation nodig zijn.

Met een verwachte benodigde drijvende windenergiecapaciteit van 250 GW in 2050, staat de markt voor een grote uitdaging. Ervan uitgaande dat het eerste volwaardige drijvende substation in 2035 in gebruik wordt genomen, moeten er elk jaar acht tot tien substations van 2 GW worden gebouwd in de periode van 2035 tot 2050 om deze prognose te halen.

Huidige marktuitdagingen

Momenteel is er een groot aantal concepten in ontwikkeling ter ondersteuning van de drijvende windturbine. Bedrijven onderzoeken de technologieën voor drijvende offshore substations, maar er zijn nog geen bewezen ontwerpen op de markt.

De belangrijkste uitdaging op dit moment is dat de dynamische omstandigheden, zoals ervaren door een drijvend substation, onbekend terrein zijn voor apparatuur- en kabelproducenten (de OEM’s). De bestaande hoogspanningsapparatuur is niet ontworpen voor continue bewegingen en versnellingen zoals die op een drijvend substation zullen worden ervaren.

Vanuit financieel perspectief wordt verwacht dat drijvende windoplossingen duurder zullen zijn dan de vaste oplossingen. Dit hangt uiteraard af van een groot aantal factoren, zoals de levensduur, waterdiepte, grootte van het windpark en vele andere aspecten. Aan de andere kant zou de ontwikkeling van diepwaterlocaties de beperkingen op ashoogte, scheepvaartroutes en de sociale impact van offshore wind kunnen verminderen. Hoewel deze aspecten de projectkosten zullen verlagen, is het moeilijk om dit uit te drukken in lagere kosten voor de totale ontwikkeling. Uiteindelijk zijn verschillen in materiaalkosten tussen de vaste en drijvende substations prominenter en gemakkelijker uit te drukken. Men zou kunnen stellen dat de goedkoopste optie voor een drijvend substation is om de romp van een bestaande tanker te renoveren en om te bouwen tot een drijvend platform, zoals gebeurt bij drijvende productie-, opslag- en overslagunits (FPSO’s). Deze oplossing wordt echter niet als haalbaar beschouwd vanwege de verwachte toegestane versnellingen van de HV-apparatuur, wat nog steeds wordt onderzocht door de OEM’s.

Technische uitdagingen

Vanuit technisch oogpunt zijn conceptuele studies uitdagend en complex, aangezien er nog veel onbekendheden zijn met betrekking tot:

  1. de normen die moeten worden gehanteerd in het algehele ontwerp van de drijvende oplossing;
  2. de toegestane bewegingscriteria van de HV-apparatuur;
  3. de vermoeidheidscapaciteit van de kabels tussen het platform en de windturbines (inter-arraykabels) en de exportkabels.

In de afgelopen jaren hebben Nevesbu en Iv zich gericht op het nader onderzoeken van deze drie onderwerpen. Het is belangrijk om te beseffen dat windturbines 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.

1. 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.

2. Conceptontwikkeling

Nevesbu en Iv hebben de afgelopen jaren 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.

Op basis van deze principes en eisen is een selectie gemaakt van het meest veelbelovende drijftype. Momenteel ligt de focus op de ontwikkeling van een substationconcept dat is gebaseerd op de bewezen ‘tension leg platform’ (TLP) technologie.

Het concept is ontwikkeld voor het omzetten van 1,4 tot 2,0 GW aan vermogen, met een DC-exportverbinding 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.

3. 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).

Floating substation model test at MARIN

MARIN MKB modeltest

In oktober 2023 heeft Nevesbu het drijvende concept op schaalmodel getest met verschillende configuraties van het kabelgeleidingssysteem (CGS). De modeltest is uitgevoerd binnen het MKB-slot van MARIN.

Er waren twee primaire doelstellingen vastgesteld voor deze modeltestcampagne. De eerste reeks modeltests is uitgevoerd om het numerieke model te kalibreren. De tweede reeks tests was gericht op het CGS, waarbij de respons van het systeem werd onderzocht onder verschillende CGS-voorspanningsniveaus in verschillende zeetoestanden. Om deze doelstellingen te bereiken, was het model uitgerust met bewegings- en versnellingssensoren en belastingssensoren op elke tendon en kabelgeleiding.

Deze informatie is vastgelegd voor de verwachte condities op zee waarin het substation zal opereren. 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. De exacte resultaten van deze tests worden nu zorgvuldig vergeleken en geverifieerd, met behulp van het zelfontwikkelde numerieke model en de gegevens van MARIN.

Status en vooruitzichten van het concept

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 onze ontwerpoplossing verder te verbeteren. Nauwe samenwerking met OEM’s moet parallel worden opgezet om de beperkingen van apparatuur nog beter te begrijpen.

Wil je meer weten over de mogelijkheden voor jouw vraagstuk?

Bart, directeur Nevesbu, gaat hier graag over met je in gesprek! Neem contact op via 088 943 3400 of stuur een bericht.

Stuur Bart een bericht
Bart van Rijssen, algemeen directeur Nevesbu