Überwachung von Verteilungsstationen und Transformatoren

Auf einen Blick

Punkt	Typische Antwort
Problem	Tausende Ortsnetzstationen haben keine Telemetrie; Überlastungen, durchgebrannte NS-Sicherungen und Fehler werden erst über Kundenanrufe bemerkt.
Was angeschlossen ist	NS-Leistungsanalysatoren am Transformator und an den Abgängen, Transformatortemperatur, Kurzschlussanzeiger, Schalterstellungen der Ringkabelschaltanlage (RMU), Kiosktür, Wasser und Temperatur.
Wer es nutzt	Netzleitstelle und Störungsdienste, Netzplaner, Außendienst-Teams, Anlagenmanager.
Typischer erster Umfang	Zwanzig bis fünfzig Ortsnetzstationen an einigen MS-Abgängen, die für Überlastungen oder Fehler bekannt sind.
Zeit bis zum ersten Bildschirm	Typischerweise einige Tage nach der Installation der ersten Gateways; für einen Pilotbetrieb, der eine Schwachlast- und eine Spitzenlastperiode abdeckt, sind sechs bis zehn Wochen einzuplanen.

Die Ausgangslage

Ein Verteilnetzbetreiber kann Tausende Ortsnetzstationen betreiben: erdgebundene Kioske und Innenraumstationen mit einer Ringkabelschaltanlage (RMU), ein oder zwei ölgefüllte Transformatoren und eine NS-Verteilung mit gesicherten Abgängen. Netzstationen der Hochspannungsebene sind meist in der betrieblichen SCADA eingebunden; die meisten Ortsnetzstationen dagegen nicht, weil eine vollständige Fernwirkstation pro Kiosk nie wirtschaftlich war.

Die Lücke zeigt sich auf drei Arten. Planer dimensionieren Verstärkungen anhand von Schätzungen, weil ihnen die tatsächliche Transformatorauslastung fehlt; diese verändert sich rasch durch Wärmepumpen, E-Ladestationen und Dachphotovoltaik. Störungsteams erfahren von einer durchgebrannten NS-Sicherung erst, wenn Kunden anrufen, und verbringen die erste Stunde damit, herauszufinden, welcher Abgang betroffen ist. Anlagenmanager können nicht erkennen, welche Transformatoren im Sommer heiß laufen und schneller altern als die anderen.

Diese Blaupause ergänzt Hermetry um eine Überwachungsebene für Ortsnetzstationen: Auslastung, Temperatur, Spannung und NS-Ausfälle werden kontinuierlich erfasst, Kurzschlussanzeiger melden ihr Ansprechen sofort, und jede Station hat eine einpolige Schaltbilddarstellung. Sie arbeitet neben der betrieblichen SCADA und den Störungsmanagementsystemen, nicht an deren Stelle.

Ziele und Kennzahlen

• Transformatorauslastung = Scheinleistung S ÷ Bemessungs-kVA, in Prozent; je Tag den Spitzenwert über 10 Minuten und die Anzahl der Stunden über 100 % melden.
• Lastfaktor = mittlere Last ÷ Spitzenlast über einen Monat; niedrige Werte bei hohen Spitzen sind Kandidaten für Lastmanagement statt Austausch.
• Phasenunsymmetrie = größte Abweichung eines Phasenstroms vom Mittelwert der drei ÷ Mittelwert, in Prozent. Dauerhafte Werte von etwa 20 % bis 30 % (eigene Grenze vereinbaren) rechtfertigen das Umklemmen von Kunden zwischen den Phasen.
• Spannungseinhaltung = Anteil der 10-Minuten-Mittelwerte der Spannung innerhalb des Bandes, das Ihr Netzanschlussregelwerk vorgibt (zum Beispiel ±10 % der Nennspannung), je NS-Verteilung und Woche.
• Rückspeisestunden = Stunden mit Nettoeinspeisung von NS nach MS, ein Zeichen für hohe Solardurchdringung.
• NS-Ausfallminuten je Abgang = Zeit mit fehlender Abgangsspannung, aus der abgangsseitigen Messung.
• Anzahl Kurzschlussanzeigen je RMU und Monat, aus den Kontakten der Kurzschlussanzeiger.
• Thermische Belastung = Stunden mit Öltemperatur oben über einem vereinbarten Wert, als Eingangsgröße für die Alterungsbewertung.

Hermetry speichert Rohmesswerte und hält Aggregate je Minute, Stunde und Tag mit Mittelwert, Minimum, Maximum, Summe, Anzahl und letztem Wert vor, sodass Tagesspitzen, Stunden über einem Grenzwert und Monatsmittel aus den gespeicherten Daten abgelesen werden.

Architektur

Jede Station erhält ein lizenziertes Gateway mit Hermetry Edge, eingebaut im NS-Feld oder in einem kleinen Gehäuse. Es liest NS-Leistungsanalysatoren über Modbus RTU auf RS485 (oder Modbus TCP), verdrahtet die Kurzschlussanzeiger, die Hilfskontakte der RMU sowie Tür- und Wassermelder mit seinen digitalen Eingängen und liest die Transformatortemperatur von einem 4-20-mA-Messumformer an einem analogen Eingang. Alles wird über eine einzige ausgehende Verbindung mit MQTT und TLS an Hermetry gesendet, wo keine andere Verbindung besteht über einen lizenzierten 4G- oder 5G-Router. Eingänge und Verbindungen je Modell finden Sie bei den lizenzierten Geräten.

Komponente	Aufgabe	Hinweise
Lizenziertes Gateway mit Edge	Liest Analysatoren und Kontakte, veröffentlicht Telemetrie	Werksidentität und Zertifikat; wird Ihrer Organisation zugeordnet.
Lizenzierter 4G- oder 5G-Router	Uplink	Eigene SIM und eigener Mobilfunkanbieter.
NS-Leistungsanalysator am Transformatorabgang	Spannung, Strom, Leistung, Energie, Leistungsfaktor, Oberschwingungen soweit verfügbar	Modbus RTU; Stromwandler auf den Transformator abgestimmt.
Mehrkreiszähler oder Analysatoren an NS-Abgängen	Abgangsströme und Energie; Abgangsspannung nach der Sicherung	Die Spannung nach der Sicherung zeigt eine durchgebrannte Sicherung an.
Messumformer für die Transformatortemperatur	Öltemperatur oben	Aus der Thermometertasche des Transformators, 4-20 mA.
Kurzschlussanzeiger	MS-Fehlerrichtung und Ansprechen	Potentialfreier Ausgangskontakt je Anzeiger.
Hilfskontakte der RMU	Stellungen von Schaltern und Leistungsschaltern	Nur lesend.
Kleine DC-Versorgung oder USV	Hält das Gateway während eines Ausfalls in Betrieb	Ohne sie sieht ein Ausfall wie ein verlorener Link aus.
Hermetry	Speicherung, Alarme, Regeln, Dashboards, SCADA	Region EU, US oder Türkiye, oder On-Premises für Betreiber, die Netzdaten im Haus behalten.

Sicherheit ist Teil des Entwurfs, kein Zusatz. Gateways bauen nur ausgehende Verbindungen auf; in der Station nimmt nichts Verbindungen aus dem Internet an. Lizenzierte Geräte authentifizieren sich mit Zertifikaten der eigenen Zertifizierungsstelle der Plattform; das Widerrufen eines Zertifikats beendet dessen aktive Sitzungen sofort. Das Geräteprofil verlangt TLS und kann festlegen, aus welchen Netzen sich Geräte verbinden dürfen, zum Beispiel dem privaten Adressbereich des APN Ihres Netzbetreibers. Befehle werden niemals über eine unverschlüsselte Sitzung gesendet. Die KI-Firewall überwacht Anmeldungen, API-Aufrufe und Gerätedatenverkehr, blockiert Missbrauch und erklärt jede Blockierung. Mehr dazu auf der Seite Sicherheit.

Punktliste

Eine Station mit einem Transformator und vier NS-Abgängen. Die Registeradressen der Analysatoren variieren je Hersteller; diese sind beispielhaft.

Punkt	Telemetrie-Schlüssel	Einheit	Quelle	Intervall	Hinweise
Strangspannung L1-L3	u_l1_v, u_l2_v, u_l3_v	V	Analysator am Transformatorabgang	60 s
10-Minuten-Mittelwert der Spannung L1-L3	u10_l1_v, u10_l2_v, u10_l3_v	V	Analysator, falls er sie berechnet	10 min	Grundlage für die Spannungseinhaltung.
Strangstrom L1-L3	i_l1_a, i_l2_a, i_l3_a	A	Analysator am Transformatorabgang	60 s
Neutralleiterstrom	i_n_a	A	Analysator am Transformatorabgang	60 s	Hohe Werte deuten auf Unsymmetrie und Oberschwingungen hin.
Gesamtwirkleistung	p_kw	kW	Analysator am Transformatorabgang	60 s	Mit Vorzeichen; negativ bedeutet Einspeisung in die MS.
Gesamtblindleistung	q_kvar	kvar	Analysator am Transformatorabgang	60 s
Gesamtscheinleistung	s_kva	kVA	Analysator am Transformatorabgang	60 s
Transformatorauslastung	tx_util_pct	%	In einem Flow aus s_kva und Bemessungs-kVA berechnet	60 s	Bemessungs-kVA ist ein Geräteattribut.
Leistungsfaktor	pf		Analysator am Transformatorabgang	60 s
Spannungsklirrfaktor L1-L3	thd_u_l1_pct, …	%	Analysator, falls verfügbar	10 min
Bezogene Energie	e_import_kwh	kWh	Zählerstand des Analysators am Transformatorabgang	15 min
Abgegebene Energie	e_export_kwh	kWh	Zählerstand des Analysators am Transformatorabgang	15 min	Rückspeisung aus Solaranlagen.
Strom Abgang n L1-L3	f1_i_l1_a … f4_i_l3_a	A	Abgangszähler	60 s	Ein Satz je Abgang.
Spannung Abgang n vorhanden	f1_u_ok … f4_u_ok	bool	Abgangsseitige Spannung	bei Änderung	Falsch bei intaktem Transformatorabgang = durchgebrannte Sicherung.
Öltemperatur oben	tx_oil_c	°C	Messumformer 4-20 mA	60 s
Kontakt des Thermometeralarms	tx_temp_alarm	bool	Kontakt des Transformatorthermometers, DI	bei Änderung	Wo vorhanden.
Kurzschlussanzeiger, Ring A	fpi_a	bool	Ausgangskontakt des Kurzschlussanzeigers, DI	bei Änderung
Kurzschlussanzeiger, Ring B	fpi_b	bool	Ausgangskontakt des Kurzschlussanzeigers, DI	bei Änderung
RMU-Transformatorschalter geschlossen	rmu_tx_closed	bool	Hilfskontakt, DI	bei Änderung
Kiosktür	door_open	bool	Reedkontakt, DI	bei Änderung
Wasser	flood	bool	Schwimmerschalter, DI	bei Änderung
Kiosktemperatur	kiosk_temp_c	°C	Gateway oder Sensor	5 min
Gateway-Versorgung über Batterie	supply_on_batt	bool	Alarmkontakt der DC-Versorgung	bei Änderung	Unterscheidet Ausfall von Verbindungsverlust.

Anlagenmodell

Modellieren Sie die Netztopologie, die Betrieb und Planung gemeinsam nutzen:

• Region und Hauptumspannwerk (Standort) mit Standortangabe.
• MV-Abgang (freier Typ) mit feeder_code und normal_open_point.
• Ortsnetzstation (Standort) mit Standortangabe, Zeitzone, substation_code, type (Kiosk, Innenraum, Mastmontage) und customers_served.
• Transformator (Maschine) mit rated_kva, vector_group, cooling (zum Beispiel ONAN), nominal_lv_v, year_built und oil_temp_limit_c.
• NS-Abgang (freier Typ) mit fuse_rating_a und customers.

Das Gateway wird an der Ortsnetzstation platziert, separate Analysegeräte am Transformator oder Abgang, den sie messen. Füge Feeds-Beziehungen vom Hauptumspannwerk zum MV-Abgang und von dort zur Ortsnetzstation hinzu, damit ein Dashboard jede Station eines Abgangs zeigen kann und Planer die Last je Abgang summieren können. Kopiere die Grenzwerte, die Regeln benötigen, wie rated_kva und oil_temp_limit_c, als Server-Attribute auf das Gerät; eine Alarmregel passt dann zu Transformatoren jeder Größe.

Gerätekonfiguration

Profile und Geräte

Lege je Stationstyp ein Gateway-Profil an, zum Beispiel Kiosk, 1 Transformator, 4 Abgänge und Innenraum, 2 Transformatoren, 8 Abgänge. Verwende die Online-Regel Recent message. Wo es hilft, jedes Analysegerät als eigenes Gerät mit eigener Seite und eigenen Alarmen zu führen, kann das Gateway Analysegeräte als Untergeräte über dieselbe Verbindung melden, standardmäßig bis zu 500 pro Gateway. Untergeräte werden vom Gateway benannt und beim ersten Melden angelegt; jedes übernimmt sein Profil aus dem Typ, den das Gateway sendet. Befehle und Einstellungen an Untergeräte sind in Entwicklung, was hier keine Rolle spielt: dieses Design ist rein lesend.

Bereitstellung

Lizenzierte Gateways werden bei der Installation durch Scannen ihres Codes beansprucht, sodass der Monteur niemals Zugangsdaten eingeben muss. Bei einem großen Programm können Geräte stapelweise importiert und über die Anlagentabelle an ihren Stationen platziert werden.

Einstellungen und Intervalle

Adressen der Analysegeräte, serielle Einstellungen, Stromwandlerverhältnisse, sofern das Gateway sie anwendet, und Messintervalle werden über Remote-Gerätekonfiguration verwaltet. Erstelle eine Basiskonfiguration je Stationstyp und wende sie über einen Massenauftrag an; der Auftrag läuft in Wellen (standardmäßig 1 %, 10 %, dann der Rest), prüft, dass mindestens 95 % der antwortenden Geräte sie übernommen haben, und pausiert andernfalls. Sechzig Sekunden sind ein guter Intervall für Leistungswerte; 10-Minuten-Mittelwerte der Spannung kommen vom Analysegerät, sofern es sie berechnet, oder aus einem Statistics-Block im Root-Flow des Profils.

Abgeleitete Werte

Ein kurzer Zweig im Root-Flow berechnet tx_util_pct aus s_kva und dem Attribut für die Nennleistung des Transformators in kVA und speichert ihn als Telemetrie, damit Alarme und Diagramme die Auslastung direkt nutzen können. Ein Script-Block im Flow kann außerdem eine Heißpunkttemperatur aus der Öltemperatur oben und der Last mit der vereinfachten Beziehung des Transformatorbelastungsleitfadens schätzen, den deine Organisation verwendet; behandle sie als Richtwert für die Planung, niemals als Schutzwert. Teste jeden Flow im Test-Runner, bevor du ihn bereitstellst; jede Bereitstellung ist eine Version, auf die du zurückrollen kannst.

Zeit und Pufferung

Synchronisiere die Uhren der Gateways; Ereigniszeiten von Fehlerdurchgang und Spannungsausfall sind nur nützlich, wenn sie über Stationen hinweg übereinstimmen. Lizenzierte Gateways puffern Messwerte bei unterbrochener Verbindung, wobei die Kapazität vom Modell abhängt, und senden sie danach mit ihren ursprünglichen Zeitstempeln; Hermetry speichert sie und wertet Alarmregeln als Nachtragung aus, gekennzeichnet als Backfilled, ohne für die Vergangenheit jemanden zu alarmieren.

Firmware

Signierte Firmware wird dem Gateway-Profil zugewiesen und in Wellen ausgerollt, mit Erfolgskontrollen, einer Einlaufzeit und automatischer Pause bei Fehlern. Beginne mit Stationen, bei denen der Ausfall der Überwachung am wenigsten ins Gewicht fällt. Gateways mit Mobilfunkdaten warten mit dem Download, bis volumenabhängige Downloads erlaubt sind.

Dashboards

Board	Zielgruppe	Widgets
Netzkarte	Leitstelle und Störungsteams	Karte der Stationen, nach Status eingefärbt; Tabelle je MV-Abgang mit Stationen, offenen Alarmen und letzter Meldung; Kennzahlkarten für Stationen mit ausgefallenem NS-Abgang und mit ausgelöstem FPI.
Stationsseite	Feldteams, Leitstelle	Einpoliges Schaltbild; Anzeigen für Auslastung und Öltemperatur oben; Zustandskarten für jeden NS-Abgang; Liniendiagramm der Strangströme und Spannungen über 7 Tage; Aktivitätsfeed der Ereignisse.
Transformatorbelastung	Netzplaner	Tabelle der Transformatoren, sortiert nach der Spitzenauslastung der letzten 30 Tage, als Excel herunterladbar; Heatmap der Auslastung nach Stunde und Wochentag; Liniendiagramm des täglichen Spitzenwerts gegenüber demselben Zeitraum des Vorjahres.
Spannungsqualität	Planung, Netzqualität	Tabelle der NS-Verteilungen mit dem Anteil der 10-Minuten-Mittelwerte außerhalb des Bands; Liniendiagramm der minimalen und maximalen Spannung je Tag; Balkendiagramm der Rückspeisestunden je Station.
Störungsprotokoll	Störungsteam, Berichtswesen für Regulierungsbehörden	Alarmtabelle mit Spannungsausfall am NS-Abgang und Auslösung des FPI mit Beginn, Ende und Dauer; Balkendiagramm der Störungsminuten je Abgang und Monat.

Eine Stationsseite bedient alle Stationen über einen Entitätsparameter; die Karte und die Tabellen öffnen sie mit der Station als Parameter. Schlüsselfilter grenzen Listen nach Live-Werten ein, zum Beispiel Transformatoren, deren tx_util_pct über 90 liegt, wobei der Schwellenwert vom Betrachter änderbar ist.

SCADA-Bildschirme

Zeichne je Stationstyp ein einpoliges Schaltbild mit dem Power-Pack, das Energie, einpolige Schaltbilder und Energiespeicher abdeckt: Sammelschienen, Leistungsschalter (inklusive einer Variante mit Auslöseeingang), Trennschalter, Sicherungen, Leistungstransformatoren, Strom- und Spannungswandler, Schutzrelais, Netzanalysegeräte, Schaltanlagenschränke, Erdungen und die Netzeinspeisung. Siehe die SCADA-Bibliothek.

• Aufbau: MV-Ringkabel ein und aus, RMU-Schalter mit den FPIs, Transformator, NS-Einspeisung mit ihrem Analysegerät, NS-Sammelschiene und die abgehenden Sicherungen.
• Zustände: RMU-Schalter zeigen offen oder geschlossen aus ihren Hilfskontakten; jede NS-Sicherung wird rot, wenn die Spannung ihres Abgangs ausfällt, während die Sammelschiene unter Spannung steht; das FPI-Symbol blinkt, wenn es ausgelöst hat.
• Werte: der Transformator zeigt Auslastung und Öltemperatur oben als Haupt- und Zweitwert an; jeder Abgang zeigt seinen höchsten Strangstrom.
• Regeln: Verbindungen werden nach dem Zustand der Spannungsführung eingefärbt; der Transformator wird bei über 90 % Auslastung gelb und bei über 110 % rot.
• Wiederverwendung: hänge die Zeichnung über die Schaltfläche Views an das Stationsprofil an; jede Station erhält eine eigene Ansicht und eigene Bindungen. Eine Änderung der Zeichnung, die Bindungen bricht, zeigt auf den betroffenen Ansichten eine Review-Zeile.

Auf diesen Zeichnungen gibt es keine Befehlsschaltflächen: das Schalten bleibt bei den Betriebssystemen und Feldverfahren.

Regeln und Alarme

Alarm	Bedingung	Verzögerung und Hysterese	Schweregrad	Benachrichtigt	Eskalation
Fehlerdurchgang angezeigt	fpi_a == true oder fpi_b == true	Entprellung 1 Messwert	Kritisch	Leitstelle, Push und In-App; Webhook an das Störungssystem	Erinnerung alle 15 Min
NS-Abgang ausgefallen	f1_u_ok == false mit u_l1_v > 200 (eine Regel je Abgang)	Entprellung 30 s beim Auslösen, 60 s beim Zurücksetzen	Major	Störungsteam, Push	Erinnerung alle 30 Min
Station spannungslos	supply_on_batt == true und alle Strangspannungen < 50	Entprellung 60 s	Major	Leitstelle, Push	Erinnerung alle 30 Min
Transformatorüberlast	tx_util_pct > 100 (Major), > 120 (Kritisch)	Entprellung 1.800 s für Major, 600 s für Kritisch; Hysterese 5 %	Major / Kritisch	E-Mail an Netzplaner; Kritisch zusätzlich Push an die Leitstelle	Eine Erhöhung des Schweregrads benachrichtigt erneut
Öltemperatur oben hoch	tx_oil_c > Attribut oil_temp_limit_c	Entprellung 600 s; Hysterese 3 °C	Major	Leitstelle, Push; Anlagenverantwortlicher, E-Mail	Erinnerung alle 60 Min
Spannung außerhalb des Bands	u10_l1_v, u10_l2_v oder u10_l3_v außerhalb des Bands, zum Beispiel unter 207 oder über 253 V (jeweils)	Entprellung 2 Messwerte	Minor	Power-Quality-Ingenieur, in der App
Phasenunsymmetrie	imbalance_pct > 30, berechnet im selben Root-Flow-Zweig wie die Auslastung	Entprellung 3.600 s	Info	Netzplaner, in der App
Überflutung	flood == true	Entprellung 30 s	Kritisch	Leitstelle und Außentrupp, SMS	Erinnerung alle 15 min
Tür offen	door_open == true	Entprellung 60 s	Geringfügig	Leitstelle, in der App
Gateway offline	Inaktivitätsregel, 15 min		Warnung	Telemetrie-Team, in der App

Grenzwerte pro Transformator. Die Regeln lesen oil_temp_limit_c und verwenden die Auslastung statt der Stromstärke, sodass ein Regelsatz Transformatoren von 100 kVA bis 1.600 kVA abdeckt. Auslastungsgrenzwerte und Temperaturen sind Beispiele; stimmen Sie sie mit Ihrer Richtlinie für das Anlagenmanagement ab.

Abgänge-Auslösungen und Alarmfluten. Wenn ein MS-Abgang auslöst, verliert jede Station daran gleichzeitig die Versorgung, und innerhalb von Sekunden öffnen sich zwanzig oder dreißig Alarme. Halten Sie die Spannungsfreischaltung je Station auf Major und lassen Sie das Störungsmanagementsystem, gespeist über Webhooks, diese gruppieren; Hermetry meldet dieselbe Änderung höchstens einmal in fünf Minuten und sammelt Meldungen oberhalb der Sturmschwelle (standardmäßig 20 pro Minute) in einer Fünf-Minuten-Zusammenfassung. Ein batteriegepuffertes Gateway erlaubt es Ihnen, dieses Ereignis von einer Welle verlorener Mobilfunkverbindungen zu unterscheiden.

Prellende Kontakte. Ein Thermometerkontakt oder ein FPI, der prellt, kann einen Alarm mehrmals pro Minute öffnen und schließen. Die Dämpfung hält den Alarm offen, solange er zu oft umschaltet, zum Beispiel mehr als viermal in zehn Minuten, bis der Zustand fünf Minuten lang ruhig geblieben ist.

Geplante Arbeiten. Blenden Sie eine Station für die Dauer geplanter Abschaltungen und Wartungsarbeiten aus. Alarme werden weiterhin erfasst, als ausgeblendet markiert, und die Ausblendung endet von selbst.

Automatisierung und Integrationen

• Störungsmanagement: ein signierter Webhook zu alarm.created und alarm.cleared sendet FPI-, NS-Abgangs- und Spannungsfreischaltungsereignisse an das Störungsmanagementsystem, mit Station und Abgang in der Nutzlast, im eigenen JSON-Envelope von Hermetry oder im CloudEvents-Format.
• Planungswerkzeuge: Planer exportieren Last- und Spannungsverläufe aus Tabellen nach Excel oder lesen sie über die REST-API mit einem API-Schlüssel für Lastflussstudien.
• Anlagenmanagement: ein monatlicher Export der thermischen Belastung und der Spitzenauslastung je Transformator speist den Alterungs- und Ersatzplan.
• Vor-Ort-Zugriff: Bei einem Fehler am Gateway selbst öffnet ein Ingenieur die Weboberfläche eines lizenzierten Routers über den Router-Fernzugriff, ohne feste IP-Adresse oder VPN; Sitzungen sind zeitlich begrenzt, auf gemessenen Verbindungen begrenzt und werden protokolliert.

Das betriebliche SCADA, das Verteilnetz-Leitsystem, das Störungsmanagementsystem und das GIS bleiben die führenden Systeme. Hermetry ergänzt Messwerte dort, wo diese Systeme keine haben.

Rollen und Zugriff

Wer	Zugriff	Darf
Leitstelle	Benutzer mit der Gruppe IoT-Betreiber	Alle Stationen sehen, Alarme quittieren.
Außentrupp	Benutzer, durch Richtlinie auf ihre Region beschränkt	Ihre Stationen sehen, Alarme quittieren.
Netzplaner	Benutzer mit der Gruppe IoT-Betrachter	Alle Boards und Verläufe lesen, exportieren.
Telemetrie-Ingenieur	Administrator	Profile, Alarmregeln, Flows, Einstellungsaufträge, Firmware-Wellen, Ausblendungen, Zeichnungen.
Sicherheitsbeauftragter	Administrator, Audit-Protokoll lesen und exportieren	Anmeldungen, Sitzungen und Änderungen prüfen.

Die Anmeldung kann Zwei-Faktor-Authentifizierung oder Passkeys verlangen oder über Ihren Identity Provider mit SAML 2.0 oder OpenID Connect erfolgen. Rollen und attributbasierte Richtlinien entscheiden, wer was sehen darf, bis hinunter zu einzelnen Geräten. Das Audit-Protokoll erfasst Anmeldungen, Rollenänderungen, Rotationen von Zugangsdaten, Einstellungsaufträge, Firmware-Aktionen und Sitzungen des Fernzugriffs auf Router in einer prüfbaren Hash-Kette. Jede Betreiber- oder Auftragnehmerorganisation kann ein eigener Mandant sein, der in der Datenbank durch Row-Level-Security getrennt wird.

Dimensionierung und Daten

Größenordnung für 1.000 Stationen:

• Eine kombinierte Nachricht pro Minute und Gateway: 1.000 × 1.440 = 1,44 Millionen Nachrichten am Tag. Werden Analysatoren als untergeordnete Geräte gemeldet, zählen Sie eine Nachricht pro untergeordnetem Gerät und Messwert.
• Kontakte und Heartbeats: etwa 50 je Station am Tag, 50.000 am Tag.
• Insgesamt etwa 1,5 Millionen Nachrichten am Tag, rund 45 Millionen im Monat.
• Werte: etwa 35 analoge Schlüssel pro Minute und Station ≈ 50 Millionen am Tag, rund 18 Milliarden im Jahr.

In dieser Größenordnung sind Intervalle und Aufbewahrung wichtiger als alles andere. Optionen: Abgangsströme alle fünf Minuten und nur den Einspeisepunkt jede Minute melden; für reine Planungsstandorte 10-Minuten-Mittelwerte statt Minutenwerte senden; die 90 Tage Rohmesswerte nutzen (das Maximum, das eine Klasse speichert) und für mehrjährige Laststudien auf stündliche und tägliche Aggregate (Mittelwert, Minimum, Maximum) setzen. Behandeln Sie die Zahlen als Planungsschätzungen und dimensionieren Sie die Installation mit uns; wie die Verarbeitungskette bei hohen Nachrichtenraten geprüft wird, finden Sie unter Leistung. Betreiber, die Netzdaten im Haus behalten müssen, können dieselbe Plattform vor Ort betreiben.

Einführungsplan

Phase	Wochen	Arbeit	Abnahmekriterien
0. Entwurf	1-4	Standardausstattung je Stationstyp; Auswahl von Analysator und Stromwandlern; Sicherheitsbeschreibung für Arbeiten an NS und RMU; Schlüssel und Grenzwerte abstimmen.	Ausstattung und Verdrahtung durch die Ingenieurstandards des Netzbetreibers freigegeben.
1. Pilot	5-14	Zwanzig bis fünfzig Stationen an wenigen Abgängen; Profile, Flows, Zeichnungen, Alarmregeln; Webhook zum Störungsmanagementsystem im Test.	Gemessene Last stimmt mit Stichproben überein; NS-Sicherungs- und FPI-Alarme durch reale Ereignisse oder Tests bestätigt; eine Spitzenlastperiode erfasst.
2. Industrialisierung	15-20	Installationsverfahren, Stapelimport, Einstellungs-Basislinien, Firmware-Wellen.	Ein Trupp kann eine Station in einem Einsatz installieren und in Betrieb nehmen.
3. Programm	ab 21	Einführung nach Region und Abgang, priorisiert nach Planungsbedarf.	Vereinbarter Anteil der Stationen meldet; Planer nutzen das Lastboard.
4. Integration	ab 15	Störungsmanagementsystem und Planungsexporte im Produktivbetrieb.	NS-Ausfälle erreichen das Störungsmanagementsystem von Hermetry in den meisten Fällen vor Kundenanrufen.

Inbetriebnahme-Checkliste

1. Gateway beansprucht, auf dem richtigen Stationstyp-Profil, an der richtigen Station platziert; Versorgungsreserve geprüft.
2. Stromwandlerverhältnisse und Polarität geprüft: Wirkleistung bei Bezug unter bekannter Last positiv; Drehfeld korrekt.
3. Analysatorwerte mit einem Zangenamperemeter an jeder Phase der Einspeisung und eines Abgangs verglichen.
4. tx_util_pct mit einer manuellen Berechnung unter Verwendung des Nenn-kVA-Attributs geprüft.
5. Öltemperatur oben mit dem eigenen Thermometer des Transformators verglichen.
6. Jeder FPI mit seiner Testfunktion geprüft; Hilfskontakte der RMU mit den Schalterstellungen abgeglichen.
7. Eine NS-Sicherung unter dem Sicherheitsverfahren der Station entfernt: Der NS-Abgang meldet einen Alarm für den richtigen Abgang.
8. Tür- und Flutschalter betätigt; Alarme erreichen die richtigen Personen.
9. Zeitstempel an einem bekannten Ereignis geprüft; Zeitzone am Stationsobjekt eingestellt.
10. Uplink unterbrochen: Alarm „offline“ öffnet sich, und zwischengespeicherte Messwerte treffen danach ein.

Fallstricke

• Gateway ohne Notstromversorgung. Ein Ausfall sieht dann wie ein Mobilfunkausfall aus; versorgen Sie das Gateway aus einer batteriegepufferten Quelle.
• Polaritätsfehler bei Stromwandlern. Vertauschte Wandler lassen Bezug wie Einspeisung aussehen; prüfen Sie das Vorzeichen bei der Inbetriebnahme.
• Ampere statt Auslastung. Alarme in Ampere brauchen eine Regel je Transformatorgröße; verwenden Sie die Auslastung mit dem Nenn-kVA-Attribut.
• Abgangsspannung vor der Sicherung gemessen. Eine durchgebrannte Sicherung ist unsichtbar; messen Sie danach.
• Jeder Alarm kritisch bei einer Abgangsauslösung. Im Störungsmanagementsystem gruppieren und Alarme je Station auf Major belassen.
• Minutendaten für alles, für immer. Intervalle je Anwendung wählen; die Aufbewahrung ist eine Klasse für die Organisation, Rohmesswerte bleiben höchstens 90 Tage, und die Planung braucht Aggregate, nicht jede Minute über Jahre.
• Ungeprüfter Zugriff. Verwenden Sie von Anfang an Single Sign-on, eingeschränkte Richtlinien und das Audit-Protokoll; Stationsdaten sind kritische Infrastrukturdaten.

Was Hermetry nicht ersetzt

Hermetry ist eine Überwachungsschicht. Schutzrelais, Sicherungen und RMU-Verriegelungen erfüllen ihre Aufgabe weiterhin vor Ort, und das Schalten verbleibt beim betrieblichen SCADA, beim Distribution Management System und bei den Feldverfahren. Hermetry sendet in diesem Design keine Schaltbefehle. Hot-Spot- und Alterungsschätzungen sind Planungskennwerte, keine Schutzeinstellungen. Die Sicherheitsregeln für Arbeiten in Umspannwerken bleiben unverändert.