DE102015109493A1

DE102015109493A1 - Verfahren und Vorrichtung für die Überwachung eines Seekabels

Info

Publication number: DE102015109493A1
Application number: DE102015109493.2A
Authority: DE
Inventors: Wieland Hill; Peter Schäfer; Martin OLSCHEWSKI
Original assignee: Lios Technology GmbH
Current assignee: Luna Innovations Germany GmbH
Priority date: 2015-04-07
Filing date: 2015-06-15
Publication date: 2016-10-13
Also published as: US20160298960A1; CA2925544C; CA2925544A1; JP2016201989A; JP6816969B2; KR20160120234A; CN106052614A; KR102618838B1; US10620245B2; DK3078938T3

Abstract

Vorrichtung für die Überwachung eines Seekabels (1), umfassend mindestens eine Lichtleitfaser (2), die in oder an dem Seekabel (1) angeordnet ist, mindestens eine Laserlichtquelle (3), deren Licht in die Lichtleitfaser (2) eingekoppelt werden kann, wobei in der Lichtleitfaser (2) zurück gestreute Anteile des Lichts aus der Lichtleitfaser (2) ausgekoppelt werden können, Erfassungs- und Auswertemittel (5), die das zurück gestreute Licht erfassen und aus dem erfassten Licht ortsaufgelöst die Temperatur der Lichtleitfaser (2) ermitteln können, Erfassungsmittel (6) für in dem Seekabel (1) fließenden Strom, Auswertemittel (7), die den zeitlichen Verlauf der ermittelten Temperatur und den zeitlichen Verlauf des erfassten Stroms speichern können, wobei die Auswertemittel (7) aus den zeitlichen Verläufen der Temperatur und des Stroms den thermischen Widerstand des das Seekabel (1) umgebenden Bodens ortsaufgelöst berechnen können sowie aus dem ortsaufgelöst ermittelten thermischen Widerstand des Bodens auf die Bedeckungshöhe des Seekabels (1) schließen können.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung für die Überwachung eines Seekabels, das insbesondere dazu dient, Energie zu transportieren.
Definitionen: In der vorliegenden Anmeldung meint Bedeckungshöhe des Seekabels die auf dem verlegten Seekabel liegende Höhe eines Bodenmaterials, das in der Regel Sand sein wird.
Seekabel werden zunehmend eingesetzt, um große Energiemengen von Windfarmen oder zwischen verschiedenen Ländern zu transportieren. Zur Sicherung des Kabels gegen Ankerfall und ähnliche Ereignisse muss das Seekabel in der Regel durch eine Sandschicht mit einer insbesondere gesetzlich festgelegten Mindestschichtdicke von Sand, beispielsweise in der Größenordnung von 1,5 m, bedeckt sein. Fehlt die Sandschicht komplett, kann das Kabel durch Meeresströmungen bewegt werden und unterliegt dadurch auch noch einem erhöhten mechanischen Verschleiß.
Für die permanente Überwachung der Schichtdicke des Sandes über dem Seekabel beziehungsweise des Freispülens von Seekabeln sind bisher keine technischen Lösungen bekannt. Deshalb müssen regelmäßige Inspektionen mit Tauchrobotern und ähnlich aufwändigem Equipment durchgeführt werden.
Das der vorliegenden Erfindung zugrundeliegende Problem ist die Angabe eines Verfahrens und einer Vorrichtung, die eine zuverlässige und kostengünstige Überwachung des Seekabels ermöglichen.
Dies wird erfindungsgemäß durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1 sowie durch eine Vorrichtung mit den Merkmalen des Anspruchs 9 erreicht. Die Unteransprüche betreffen bevorzugte Ausgestaltungen der Erfindung.
Gemäß Anspruch 1 ist vorgesehen, dass das Verfahren folgende Verfahrensschritte umfasst:

– Der zeitliche Verlauf der Temperatur des Seekabels wird durch ein faseroptisches System zur verteilten Temperaturmessung ortsaufgelöst ermittelt,
– der zeitliche Verlauf eines durch das Seekabel hindurchfließenden Stroms wird ermittelt,
– aus den ermittelten zeitlichen Verläufen der Temperatur und des Stroms wird der thermische Widerstand des das Seekabel umgebenden Bodens ortsaufgelöst berechnet,
– aus dem ortsaufgelöst berechneten thermischen Widerstand des Bodens wird auf die Bedeckungshöhe des Seekabels geschlossen.

Auf diese Weise kann auf die aus dem Stand der Technik bekannten aufwendigen Lösungen wie die regelmäßigen Inspektionen mit Tauchrobotern verzichtet werden. Dazu kann das faseroptische System beispielsweise eine an oder in dem Seekabel angebrachte Lichtleitfaser umfassen, die sich insbesondere über die gesamte Länge des Seekabels erstreckt. Unter Zuhilfenahme der Lichtleitfaser kann das faseroptische System ortsaufgelöst die Temperatur des Seekabels ermitteln. Insbesondere durch kontinuierliche Ermittlung der Temperatur und des durch das Seekabel fließenden Stroms kann eine Änderung des thermischen Widerstands an einem bestimmten Ort des Seekabels detektiert werden, die wiederum Rückschlüsse auf eine Änderung der Bedeckung des Seekabels mit Sand an dem entsprechenden Ort erlaubt.
Es kann vorgesehen sein, dass der zeitliche Verlauf der Temperatur und/oder des Stroms über einen Zeitraum von mindestens einer Stunde, insbesondere von mindestens einem Tag, vorzugsweise von mehreren Tagen, beispielsweise von einer Woche ermittelt wird. Insbesondere wenn sich der Strom während des Zeitraums ändert, in dem der zeitliche Verlauf der Temperatur und/oder des Stroms ermittelt wird, kann der thermische Widerstand des das Seekabel umgebenden Bodens vergleichsweise genau bestimmt werden.
Es besteht die Möglichkeit, dass der thermische Widerstand des Bodens für eine Vielzahl von Orten längs des Seekabels, insbesondere für mehr als die Hälfte der im Wasser verlegten Länge des Seekabels, vorzugsweise für die gesamte im Wasser verlegte Länge des Seekabels berechnet wird. Dabei kann der thermische Widerstand des Bodens für die Vielzahl von Orten längs des Seekabels gleichzeitig berechnet werden, wobei insbesondere der thermische Widerstand des Bodens kontinuierlich berechnet wird. Dadurch wird eine kontinuierliche und zeitnahe Bestimmung des thermischen Widerstands des das Seekabel umgebenden Bodens entlang des gesamten im Wasser verlegten Seekabels ermöglicht, so dass eine zuverlässige Überwachung der Bedeckung des Seekabels gewährleistet ist.
Es kann vorgesehen sein, dass für die Auswertung der ermittelten zeitlichen Verläufe der Temperatur und des Stroms ein Algorithmus verwendet wird, der als variable Parameter den thermischen Widerstand des Bodens und die Temperatur der Umgebung des Seekabels an die gemessenen zeitlichen Verläufe der Temperatur und des Stroms anpasst. Dabei kann der Fit dieser Umweltparameter im thermischen Modell für die kontinuierliche Bestimmung der Sandschichtdicke entlang des Seekabels eingesetzt werden. Insbesondere ist der äußere thermische Widerstand eine Funktion der Sandschichtdicke und kann daher zu deren Bestimmung eingesetzt werden.
Die Erfindung geht also den Weg über die Bestimmung des thermischen Widerstands der Umgebung des Seekabels, um von diesem auf die Höhe der Bedeckung zu schließen. Es hat sich nämlich gezeigt, dass die Stellen mit zu geringer Sandschichtdicke nicht immer einfach dort zu finden sind, wo die niedrigsten Temperaturen gemessen werden. Niedrige Temperaturen können nämlich auch durch kalte Strömungen bedingt sein und sind damit nicht unbedingt ein Zeichen für eine zu geringe Sandschichtdicke. Außerdem fehlt nach der einfachen Bestimmung der niedrigsten Temperaturen ein Maß für die Schichtdicke, welches die Auslösung von Wartungsmaßnahmen ermöglichen würde.
Es besteht die Möglichkeit, dass das faseroptische System zur verteilten Temperaturmessung auf Raman- oder Brillouin-Streuung basiert. Dabei handelt es sich um vielfältig erprobte Messmethoden, die eine hohe Genauigkeit und Zuverlässigkeit aufweisen.
Gemäß Anspruch 9 ist vorgesehen, dass die Vorrichtung für die Überwachung eines Seekabels umfasst

– mindestens eine Lichtleitfaser für eine ortsaufgelöste Temperaturmessung, wobei die Lichtleitfaser in oder an dem Seekabel angeordnet ist oder angeordnet werden kann,
– mindestens eine Laserlichtquelle, deren Licht in die Lichtleitfaser eingekoppelt werden kann, wobei in der Lichtleitfaser zurück gestreute Anteile des von der Laserlichtquelle erzeugten Lichts aus der Lichtleitfaser ausgekoppelt werden können,
– Erfassungs- und Auswertemittel, die das zurück gestreute Licht erfassen und aus dem erfassten zurück gestreuten Licht ortsaufgelöst die Temperatur der Lichtleitfaser ermitteln können,
– Erfassungsmittel für in dem Seekabel fließenden Strom,
– Auswertemittel, die den zeitlichen Verlauf der ortsaufgelöst ermittelten Temperatur und den zeitlichen Verlauf des erfassten Stroms speichern können, wobei die Auswertemittel aus den zeitlichen Verläufen der Temperatur und des Stroms den thermischen Widerstand des das Seekabel umgebenden Bodens ortsaufgelöst berechnen können sowie aus dem ortsaufgelöst ermittelten thermischen Widerstand des Bodens auf die Bedeckungshöhe des Seekabels schließen können.

Mit einer derartigen Vorrichtung kann die Bedeckung des Seekabels zuverlässig überwacht werden, wobei die Vorrichtung insbesondere geeignet ist, ein erfindungsgemäßes Verfahren auszuführen.
Weitere Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden deutlich anhand der nachfolgenden Beschreibung bevorzugter Ausführungsbeispiele unter Bezugnahme auf die beiliegenden Abbildungen. Darin zeigen:
1 schematisch eine erfindungsgemäße Vorrichtung;
2 einen Querschnitt durch ein schematisch dargestelltes erstes Seekabel mit einem ersten Beispiel einer Verlegung einer Lichtleitfaser in dem Seekabel;
3 einen Querschnitt durch das schematisch dargestellte erste Seekabel mit einem zweiten Beispiel einer Verlegung einer Lichtleitfaser in dem Seekabel;
4 einen Querschnitt durch ein schematisch dargestelltes zweites Seekabel mit mehreren Beispielen einer Verlegung einer Lichtleitfaser in dem Seekabel;
5 einen Querschnitt durch ein schematisch dargestelltes drittes Seekabel mit mehreren Beispielen einer Verlegung einer Lichtleitfaser in dem Seekabel;
6 ein thermisches Ersatzschaltbild für ein verlegtes Seekabel;
7 ein Diagramm, in dem die Temperaturdifferenz ΔT zwischen der Lichtleitfaser und der Wassertemperatur gegen die Verlegetiefe des Seekabels aufgetragen ist;
8 ein Diagramm, in dem der thermische Widerstand zwischen dem Seekabel und dem umgebenden Wasser gegen die Verlegetiefe des Seekabels aufgetragen ist.
In den Figuren sind gleiche oder funktional gleiche Teile mit gleichen Bezugszeichen versehen.
Es gibt verschiedene Konstruktionsarten von Seekabeln. Bei Wechselstromübertragung werden Seekabel eingesetzt, in denen alle drei Phasen zusammen enthalten sind. Die Lichtleitfasern zur linearen Temperaturmessung entlang des Seekabels können unterschiedliche Faserpositionen besitzen. Neben der Position im Zentrum des Seekabels zwischen den einzelnen Phasen sind auch Positionen lateral versetzt, mit direktem Kontakt zu zwei der drei Phasen, als auch im Füllmaterial des Seekabels denkbar. Weiterhin kann sich die optische Lichtleitfaser auch im Drahtschirm oder im direkten Kontakt zum Außenmantel des Seekabels befinden.
Alternativ ist es auch möglich, drei einzelne Seekabel mit je einem elektrischen Leiter zu verlegen. Das wird aber praktisch nicht umgesetzt, weil der Verlegungsaufwand deutlich höher wäre. Im Falle der Gleichstromübertragung werden in der Regel zwei einphasige Seekabel eingesetzt. Hierbei befindet sich die als Temperatursensor dienende Lichtleitfaser für gewöhnlich im Drahtschirm, oder im direkten Kontakt zum Außenmantel.
Neben einer direkten Verlegung im Meeresboden, können Seekabel auch in einer zusätzlichen Verrohrung (beispielsweise aus HDPE oder Beton) verlegt sein. Diese Einfassung wird besonders im Bereich des Übergangs vom Meer zum Land und umgekehrt oder in Bereichen von niedriger Wassertiefe verbaut. In einer von dem erfindungsgemäßen Verfahren genutzten Software kann die detaillierte Beschreibung hinsichtlich Dimensionen und Materialien hinterlegt werden, wobei der Algorithmus eine Analyse der Umgebung außerhalb der Einfassung durchführen kann.
In 1 ist schematisch ein Seekabel 1 dargestellt, dass sich nach rechts in 1 über das eingezeichnete Ende hinaus erstreckt, insbesondere über mehrere Kilometer. Das Seekabel 1 soll dazu dienen, Energie zu transportieren, so dass in dem Seekabel 1 starke Ströme fließen werden. In dem Seekabel 1 ist eine Lichtleitfaser 2 angeordnet, die sich insbesondere über die gesamte unter dem Meeresspiegel verlegte Länge des Seekabels 1 erstreckt.
2 und 3 zeigen zwei beispielhafte Anordnungen der Lichtleitfaser 2 in dem Seekabel 1. Bei dem schematisch dargestellten Seekabel 1 sind mehrere Kabel 8 dargestellt, die von einem gemeinsamen Kabelschirm 9 umgeben sind. Bei dem in 2 abgebildeten ersten Beispiel verläuft die Lichtleitfaser 2 in dem Kabelschirm 9. Bei dem in 3 abgebildeten zweiten Beispiel verläuft die Lichtleitfaser 2 in dem Zwickel der Kabel 8.
In 4 ist ein weniger schematisch dargestelltes Beispiel eines Seekabels 1 dargestellt. Dieses Seekabel 1 weist drei Phasen auf und wird für eine Wechselstromübertragung eingesetzt. In dem Seekabel 1 sind drei einzelne Kabel 8 vorgesehen, die jeweils einen mittigen Leiter 10 für eine der drei Phasen aufweist. Der mittige Leiter 10 ist von einer inneren Leitschicht 11, einer Isolierung 12, einer äußeren Leitschicht 13 und einem metallischen Schirm 14 umgeben.
Bei der Nutzung der drei Kabel 8 für die drei Phasen eines Wechselstroms brauchen die innere und die äußere Leitschicht 11, 13 nicht für die Leitung von Strom genutzt werden. Eine der Leitschichten 11, 13 kann zwar als Nullleiter dienen. Erforderlich ist dies jedoch nicht. Weiterhin kann jeweils der metallische Schirm mit dem Erdpotenzial verbunden werden.
Die drei Kabel 8 sind zusammen von einem als Armierung dienenden Drahtschirm 15 umgeben, der wiederum von einem Außenmantel 16 umgeben ist. Der als Armierung dienende Drahtschirm 15 und der Außenmantel 16 bilden zusammen den Kabelschirm 9.
4 zeigt weiterhin verschiedene alternative Anordnungen der Lichtleitfaser 2 in dem Seekabel 1. Wie bei 3 kann die Lichtleitfaser 2 in dem Zwickel der Kabel 8 angeordnet sein. Weiterhin kann die Lichtleitfaser 2 an anderen Orten des Innenraums des Seekabels 1 angeordnet sein. Sie kann weiterhin analog zur 2 in dem Kabelschirm 9 und dabei insbesondere in dem als Armierung dienenden Drahtschirm 15 angeordnet sein. Eine weitere Möglichkeit ist die Anordnung der Lichtleitfaser 2 außerhalb und in direktem Kontakt mit dem Außenmantel 16.
In 5 ist ebenfalls ein weniger schematisch dargestelltes Beispiel eines Seekabels 1 dargestellt. Dieses Seekabel 1 weist nur eine Phase auf und wird für eine Gleichstromübertragung eingesetzt. In dem Seekabel 1 ist ein einzelnes Kabel 8 vorgesehen, das einen mittigen Leiter 10 für eine Phase aufweist. Der mittige Leiter 10 ist von einer inneren Leitschicht 11, einer Isolierung 12, einer äußeren Leitschicht 13, einem als Armierung dienenden Drahtschirm 15 und einem Außenmantel 16 umgeben. Der als Armierung dienende Drahtschirm 15 und der Außenmantel 16 bilden zusammen den Kabelschirm 9.
Auch 5 zeigt verschiedene alternative Anordnungen der Lichtleitfaser 2 in dem Seekabel 1. Wie bei 2 kann die Lichtleitfaser 2 in dem Kabelschirm 9 und dabei insbesondere in dem als Armierung dienenden Drahtschirm 15 angeordnet sein. Eine weitere Möglichkeit ist die Anordnung der Lichtleitfaser 2 außerhalb und in direktem Kontakt mit dem Außenmantel 16.
In die Lichtleitfaser 2 kann durch entsprechende Koppelmittel 4 das Licht einer Laserlichtquelle 3 eingekoppelt werden. In der Lichtleitfaser 2 können einzelne Anteile des Lichts durch temperaturabhängige Raman- oder Brillouin-Streuung zurückgestreut werden (siehe 1). Die zurückgestreuten Anteile können von den Koppelmitteln 4 Erfassungs- und Auswertemitteln 5 zugeführt werden, die das zurück gestreute Licht erfassen und aus dem erfassten zurück gestreuten Licht ortsaufgelöst die Temperatur der Lichtleitfaser 2 ermitteln. Das aus der Lichtleitfaser 2, der Laserlichtquelle 3, den Koppelmitteln 4 und den Erfassungs- und Auswertemitteln 5 gebildete faseroptische System zur verteilten Temperaturmessung ist als solches bekannt.
Dabei wird von den Erfassungs- und Auswertemitteln 5 die Temperatur der Lichtleitfaser 2 an jedem Ort der Lichtleitfaser 2 und damit an jedem Ort des Seekabels 1, insbesondere gleichzeitig und kontinuierlich, ermittelt.
In 1 sind weiterhin schematisch Erfassungsmittel 6 für in dem Seekabel 1 fließenden Strom angedeutet. Als Erfassungsmittel 6 können beliebige, insbesondere handelsübliche, Strommessvorrichtungen verwendet werden.
Die Vorrichtung umfasst weiterhin Auswertemittel 7, die mit den Erfassungsmitteln 6 und den Erfassungs- und Auswertemitteln 5 verbunden sind. Die Auswertemittel 7 können den zeitlichen Verlauf der ortsaufgelöst ermittelten Temperatur und den zeitlichen Verlauf des erfassten Stroms speichern.
Weiterhin können die Auswertemittel 7 aus den zeitlichen Verläufen der Temperatur und des Stroms den thermischen Widerstand des das Seekabel umgebenden Bodens ortsaufgelöst berechnen. Um dies zu erreichen, werden mit einem geeigneten Algorithmus der thermische Widerstand und die Umgebungstemperatur des Seekabels 1 als variable Parameter bei der Anpassung eines geeigneten thermischen Modells an die zeitlichen Verläufe von Temperatur und Strom bestimmt. Die dabei verwendeten zeitlichen Verläufe können beispielsweise einen Zeitraum von einer Woche berücksichtigen.
Wesentlich bei einer derartigen Methode ist, dass sich der Strom während des berücksichtigten Zeitraums ändert. Gegebenenfalls kann eine zeitliche Änderung des Stroms vorgegeben werden, um die Ermittlung des thermischen Widerstands verlässlich zu gestalten.
Der verwendete Algorithmus berücksichtigt, dass äußere Parameter wie insbesondere der thermische Widerstand der Bodens und die Umgebungstemperatur jahreszeitlichen Schwankungen unterliegen.
Das erfindungsgemäße Verfahren erlaubt dabei durch die Verwendung des faseroptischen Systems zur verteilten Temperaturmessung und die geschilderten Berechnungsmaßnahmen die Ermittlung des thermischen Widerstandes kontinuierlich und gleichzeitig an jedem Ort des Seekabels.
Aus dem ortsaufgelöst ermittelten thermischen Widerstand des Bodens können die Auswertemittel 7 auf die Bedeckungshöhe an jedem einzelnen Ort des Seekabels 1 schließen. Dazu sind beispielsweise in den Auswertemitteln 7 oder in mit den Auswertemitteln 7 verbundenen Speichermitteln Daten hinterlegt, die die Abhängigkeit des thermischen Widerstands der Umgebung eines Seekabels 1 von der Schichtdicke einer Bedeckung auf dem Seekabel 1 wiederspiegeln.
Die Auswertemittel 7 können dabei insbesondere kontinuierlich und gleichzeitig die Schichtdicke der Bedeckung eines jeden Ortes des Seekabels 1 ermitteln.
Wenn die Auswertemittel 7 feststellen, dass ein Teil des Seekabels 1 nicht mehr ausreichend mit Sand bedeckt ist, können sie dies dem Benutzer anzeigen und/oder entsprechende Wartungsmaßnahmen auslösen.
Die Temperaturverteilung und zeitliche Entwicklung bei zyklischem Lastverhalten im Seekabel 1 kann über das in 6 abgebildete Ersatzschaltbild berechnet werden. Hier werden Wärmequellen als Stromquellen W_i, thermische Widerstände als elektrische Widerstände R_i und Wärmekapazitäten als Kapazitäten (hier vernachlässigt) betrachtet. In einem Energiekabel werden verschiedene thermische Verluste wirksam, je nachdem ob diese mit Gleichstrom oder Wechselstrom betrieben werden. Dielektrische Verluste entstehen im Isolator und Wirbelströme im metallischen Drahtschirm. Je nach Lastzustand und Betrieb des Kabels tragen diese Verluste unterschiedlich stark zur Erwärmung des Energiekabels bei.
Die Temperaturverteilung vom elektrischen Leiter (heiß) zur Umgebung (kalt) wird demnach wie das Absinken einer Spannung über einen Widerstand betrachtet und ergibt somit die Temperatur in der entsprechenden Kabelschicht. Das Schaltbild wurde in einer von dem erfindungsgemäßen Verfahren genutzten Software für die Umgebung, die mit Boden beziehungsweise R₄ bezeichnet ist, erweitert. Mit T_(DTS) wird dabei die Temperatur der Lichtleitfaser 2 bezeichnet.
Ob und mit wieviel Schutzmaterial das Seekabel noch bedeckt ist, wird durch einen Algorithmus anhand von T_(DTS) bei entsprechendem Lastverhalten des Stroms bestimmt. Als Ergebnis werden die Umgebungstemperatur T_(Wasser) und der thermische Widerstand des Meeresbodens R₄ erhalten.
Mit zunehmender Verlegetiefe steigt die Temperaturdifferenz im Gleichgewichtszustand („Steady State“) zwischen gemessener Temperatur des DTS-Systems (Distributed Feed Back) beziehungsweise der von der Lichtleitfaser 2 gemessenen Temperatur, beispielsweise zwischen der Lichtleitfaser 2 an der Außenhülle des Kabels und der Wassertemperatur, aufgrund des thermischen Widerstandes des Bodens an.
7 zeigt eine beispielhafte Abhängigkeit der Temperaturdifferenz zwischen der Temperatur an der Lichtleitfaser 2 einerseits und dem Wasser andererseits von der Verlegetiefe des Seekabels 1 beziehungsweise von der Schichtdicke der Bedeckung des Seekabels 1. Beträgt die Temperatur des Außenmantels, an dem beispielsweise die Lichtleitfaser 2 angeordnet ist, im Gleichgewichtszustand annähernd Wassertemperatur, liegt dieser bei einer Verlegetiefe von 2 m bereits deutlich über Umgebungstemperatur.
Der verwendete Algorithmus löst das in 6 skizzierte volle Ersatzschaltbild anhand einer bis zu siebentägigen Historie für die Umgebungsparameter Umgebungstemperatur T_(Wasser) und thermischer Widerstand des Meeresbodens R₄ über einen Fit, der beide Parameter anhand von quadratischer Abweichung optimiert. Startwerte für den Fit werden wahlweise auch aus zusätzlicher Sensorik erhalten. In der Software ist die vorgesehene Verlegetiefe des Energiekabels im Meeresboden hinterlegt. Wird das Seekabel 1 zunehmend, beispielsweise durch Meeresströmung, freigelegt, ändert sich durch die andere Umgebung des Seekabels 1 auch das transiente Temperaturverhalten. Der Algorithmus bewertet dies mit einem zunehmend niedrigeren thermischen Widerstand des Bodens. Aus 8 geht hervor, dass dieser Effekt besonders stark ausgeprägt ist, bevor das Seekabel 1 im Meer freigelegt würde. Es lässt sich somit auch eine stetige Abnahme der Verlegetiefe beobachten.
Es besteht die Möglichkeit, diese Analyse in regelmäßigen zeitlichen und räumlichen Abständen durchzuführen und so eine Analyse der Verlegetiefe des gesamten Seekabels 1 durchzuführen.
Meeresböden können aus verschiedenen Materialien bestehen und dadurch unterschiedliche thermische Eigenschaften besitzen. Tabelle 1 listet verschiedene Typen auf und beschreibt die mögliche Bandbreite von thermischer Wärmeleitfähigkeit beziehungsweise spezifischem Wärmewiderstand. Die Tabelle ist der Veröffentlichung „Kabelverbindungen innerhalb der Offshore-Windfarm Arcadis Ost 1. Thermische und magnetische Emissionen" von Heinrich Brakelmann, Rheinberg, 2010 entnommen.

Da typische Streckenlängen von Seekabeln um 50 km und mehr betragen, kann das Seekabel von Meeresböden verschiedener Sorten umgeben sein. Prinzipiell kann der verwendete Algorithmus die Verlegetiefe für verschiedene Typen von Meeresböden bestimmen. Zusätzliche Informationen (geologisches Gutachten, Ergebnis von Sandproben und dergleichen) sowie eine genaue Zuordnung dieser unterschiedlichen Meeresböden entlang des Kabels ermöglichen es, eine maximale Genauigkeit zu erzielen.

Thermische Eigenschaften wassergesättigter Böden	Wärmeleitfähigkeit minimal	Wärmeleitfähigkeit maximal	Spezifischer Wärmewiderstand maximal	Spezifischer Wärmewiderstand minimal
	W/(Km)	W/(Km)	Km/W	Km/W
Kies/gravel	2,00	3,30	0,50	0,30
Sand (feuchteabhängig)	1,50	2,50	0,67	0,40
Ton/clay	0,90	1,80	1,11	0,56
Geschiebemergel/glacial drift	2,60	3,10	0,38	0,32
Schluff/Schlick/silt	1,40	2,00	0,71	0,50

Tabelle 1: Thermische Eigenschaften wassergesättigter Böden.

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Nicht-Patentliteratur

„Kabelverbindungen innerhalb der Offshore-Windfarm Arcadis Ost 1. Thermische und magnetische Emissionen“ von Heinrich Brakelmann, Rheinberg, 2010 [0055]

Claims

Verfahren für die Überwachung eines Seekabels (1), das insbesondere dazu dient, Energie zu transportieren, umfassend folgende Verfahrensschritte: – Der zeitliche Verlauf der Temperatur des Seekabels (1) wird durch ein faseroptisches System zur verteilten Temperaturmessung ortsaufgelöst ermittelt, – der zeitliche Verlauf eines durch das Seekabel (1) hindurchfließenden Stroms wird ermittelt, – aus den ermittelten zeitlichen Verläufen der Temperatur und des Stroms wird der thermische Widerstand des das Seekabel (1) umgebenden Bodens ortsaufgelöst berechnet, – aus dem ortsaufgelöst berechneten thermischen Widerstand des Bodens wird auf die Bedeckungshöhe des Seekabels (1) geschlossen.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der zeitliche Verlauf der Temperatur und/oder des Stroms über einen Zeitraum von mindestens einer Stunde, insbesondere von mindestens einem Tag, vorzugsweise von mehreren Tagen, beispielsweise von einer Woche ermittelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der Strom sich während des Zeitraums ändert, in dem der zeitliche Verlauf der Temperatur und/oder des Stroms ermittelt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der thermische Widerstand des Bodens für eine Vielzahl von Orten längs des Seekabels (1), insbesondere für mehr als die Hälfte der im Wasser verlegten Länge des Seekabels (1), vorzugsweise für die gesamte im Wasser verlegte Länge des Seekabels (1) berechnet wird.
Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass der thermische Widerstand des Bodens für die Vielzahl von Orten längs des Seekabels (1) gleichzeitig berechnet wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der thermische Widerstand des Bodens kontinuierlich berechnet wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass für die Auswertung der ermittelten zeitlichen Verläufe der Temperatur und des Stroms ein Algorithmus verwendet wird, der als variable Parameter den thermischen Widerstand des Bodens und die Temperatur der Umgebung des Seekabels (1) an die gemessenen zeitlichen Verläufe der Temperatur und des Stroms anpasst.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass das faseroptische System zur verteilten Temperaturmessung auf Raman- oder Brillouin-Streuung basiert.
Vorrichtung für die Überwachung eines Seekabels (1), das insbesondere dazu dient, Energie zu transportieren, umfassend – mindestens eine Lichtleitfaser (2) für eine ortsaufgelöste Temperaturmessung, wobei die Lichtleitfaser in oder an dem Seekabel (1) angeordnet ist oder angeordnet werden kann, – mindestens eine Laserlichtquelle (3), deren Licht in die Lichtleitfaser (2) eingekoppelt werden kann, wobei in der Lichtleitfaser (2) zurück gestreute Anteile des von der Laserlichtquelle (3) erzeugten Lichts aus der Lichtleitfaser (2) ausgekoppelt werden können, – Erfassungs- und Auswertemittel (5), die das zurück gestreute Licht erfassen und aus dem erfassten zurück gestreuten Licht ortsaufgelöst die Temperatur der Lichtleitfaser (2) ermitteln können, – Erfassungsmittel (6) für in dem Seekabel (1) fließenden Strom, – Auswertemittel (7), die den zeitlichen Verlauf der ortsaufgelöst ermittelten Temperatur und den zeitlichen Verlauf des erfassten Stroms speichern können, wobei die Auswertemittel (7) aus den zeitlichen Verläufen der Temperatur und des Stroms den thermischen Widerstand des das Seekabel (1) umgebenden Bodens ortsaufgelöst berechnen können sowie aus dem ortsaufgelöst ermittelten thermischen Widerstand des Bodens auf die Bedeckungshöhe des Seekabels (1) schließen können.
Vorrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung geeignet ist, ein Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 8 auszuführen.