Instandhaltungssoftware für Industrie, Versorger und Windkraft
Trafostationskontrolle
Planung, Disposition, Steuerung und Dokumentation von Trafostationskontrollen:
- Sichtkontrolle und Wartung von Mast-, Kompakt- und Gebäudestationen
- Automatisches Erstellen der Wartungsaufträge nach Anlagenart
- Geführte Erfassung von Mängeln an allen relevanten Anlagenteilen
- Aufnahme der Stufenschalung und Transformatortemperatur per Schleppzeiger
- Zustandsbewertung der Anlage anhand von Mängeln und Wichtigkeit
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Trafostationskontrolle auf einen Blick
Erzeugte Energie (Kohle-, Gas-, Wasserkraftwerk etc.) wird über ein Umspannwerk von Hochspannung (400kV, 220kV, 110kV) in Mittelspannung (36kV, 10kV) gewandelt. So lässt sie sich über entsprechende Transportleitungen (Hochspannungsleitungen mit Gittermasten) den Trafostationen zuzuführen, in denen die Spannung von der Mittelspannung in Niederspannung(400V) transformiert wird, um sie an Verteilstationen zu übergeben. Dort erfolgt die Verteilung an die Hausanschlüsse (Dachständer oder Erdanschluss). Die Trafostationen sind den Ortsteilen zugeordnet, da sie ein entsprechendes Gebiet versorgen.
Eine Trafostation ist in der Regel in einem Bauwerk (Gebäudestation) oder auf einem Mast (Maststation) untergebracht: Sie verfügt über einen oder mehrere Transformatoren mit den zugehörigen Anlagen der jeweiligen Spannungsebene und Erdungsanlagen.
Bei einer Trafostationskontrolle überprüft man den Zustand und die Funktionalität der Transformatorstation, um den sicheren Betrieb zu gewährleisten und potenzielle Störungen frühzeitig zu erkennen. Je nach Bauform der Anlage gibt es unterschiedliche Aufgaben und Maßnahmen bei Wartung und Inspektion. Die Anlagen werden vom Betreiber selbst oder durch einen Servicedienstleister gewartet und instandgehalten.
Die Herausforderungen bei der Kontrolle der Transformator-Stationen
Bei Planung, Disposition, Steuerung/Durchführung und Dokumentation der Kontrolle von Transformatorstationen sehen sich Instandhaltung und Servicetechnik verschiedenen Herausforderungen gegenüber:
1. Planung – langfristige und risikobasierte Ausrichtung
- Risikobewertung & Priorisierung: Unterschiedliche Alterungszustände, Belastungsprofile und Standorte erfordern differenzierte Inspektionsintervalle.
- Ressourcenverfügbarkeit: Fachkräfte mit Hochspannungsbefähigung sind knapp; gleichzeitig müssen Material, Messgeräte und Fahrzeuge eingeplant werden.
- Regulatorische Vorgaben: Landes- oder branchenspezifische Vorschriften (z. B. VDE, DGUV, EN-Normen) bestimmen Mindestprüffristen, die mit betrieblichen Zyklen abgestimmt werden müssen.
- Abhängigkeiten zu anderen Arbeiten: Abstimmung mit Wartungsfenstern im Netz, Bauarbeiten oder Nachbarstationen, um Stillstände zu minimieren.
2. Disposition – operative Zuweisung und Koordination
- Geografische Streuung: Stationen liegen oft in abgelegenen oder schwer zugänglichen Gebieten.
- Unvorhersehbare Störungen: Prioritäten können sich durch Ausfälle oder Unwettereinflüsse spontan ändern.
- Fahrzeug- und Ausrüstungslogistik: Sicherstellen, dass Prüfgeräte kalibriert und vor Ort einsatzfähig sind.
- Koordination mehrerer Teams: Vermeidung von Doppelanfahrten oder unklarer Verantwortlichkeit.
3. Steuerung – Durchführung und Echtzeit-Management
- Sicherheitsmanagement: Zugangsbeschränkungen, Abschaltungen, Freischaltungskontrolle und PSA (Persönliche Schutzausrüstung) müssen strikt eingehalten werden.
- Wetter- und Umwelteinflüsse: Hitze, Frost, Feuchtigkeit können Messwerte beeinflussen oder den Zutritt erschweren.
- Technische Komplexität: Unterschiedliche Bauarten (GIS-, AIS-, Kompaktstationen) erfordern jeweils spezifische Prüfverfahren.
- Kommunikation in Echtzeit: Bei festgestellten Mängeln muss sofort entschieden werden, ob Betrieb fortgesetzt oder abgeschaltet wird.
4. Dokumentation – Nachweis und Auswertung
- Regelkonforme Aufzeichnung: Prüfberichte müssen formale Normen erfüllen, oft mit Zeitstempeln, Fotos, Messprotokollen.
- Digitale Schnittstellen: Integration in Instandhaltungssoftware bzw. Asset-Management-Systeme (z. B. GS-Service).
- Vollständigkeit und Nachverfolgbarkeit: Lückenlose Historie für Behörden, Versicherungen und interne Audits.
- Datenqualität: Einheitliche Formate und Terminologie, um spätere Analysen (z. B. Predictive Maintenance) zu ermöglichen.
Verwendete Software/Hardware
- GS-Works – Mobil-App für die tägliche Instandhaltungstätigkeit im Feld*
- GS-Manager
- Smartphone oder Tablet – idealerweise inkl. Stift (außer iPhone); bei Android funktioniert der Stift bei Handy und Tablet; bei Apple nur mit dem Tablet
Verwendete Softwaremodule GS-Service
- Objektverwaltung
- Aufgabenmanagement
- Disposition
- Mobile Auftragsbearbeitung
- Mangelmanagement
- Karten und GIS-Integration
- Reporting
Trafostationskontrolle in GS-Service: Die Insights
GreenGate hat ein Best Practice-Verfahren für die IT-gestützte, regelmäßige Inspektion und Wartung von Transformatorstationen in GS-Service (Software für Instandhaltung und Betriebsführung) entwickelt. Die Lösung versetzt Anwender in die Lage, entlang der operativen Prozesskette der Trafostationskontrolle effizienter, nachhaltiger und sicherer zu arbeiten.
Die GreenGate-Lösung in GS-Service umfasst neben der Anlagenstruktur im IT-System primär die Bereitstellung von Checklisten für die Tätigkeit vor Ort und Auswertungsmöglichkeiten mit entsprechenden Parametern. Verfügbar ist die Online-/Offline-Lösung als Arbeitsplatzanwendung für Büro und Werkstatt (GS-Manager) sowie parallel als Mobil-Anwendung (GS-Works, GS-Touch) für beliebige Endgeräte(Tablet/Smartphone).
Das Objektmodell in GS-Service sieht verschiedene Anlagenarten und Bauteile vor und wird aus dem GIS importiert (GSXML, GS-DataSync etc.). Die Stammdaten werden teils im GIS, teils in GS-Service gepflegt; das jeweilige System ist für die entsprechenden Eigenschaften Master.
Zur Sicherstellung von Betrieb und Funktion der Trafostationen werden diese in bestimmten Intervallen, meist 5-15 Jahre anhand von Sichtkontrollen inspiziert und gewartet. Im Rahmen der Sichtkontrolle werden Mängel erfasst, die kategorisiert werden. Anhand der Mängel wird eine Note (Schulnote 1-5) ermittelt, die das Inspektionsintervall beeinflusst. Die Berechnung erfolgt über ein Skript. Das ist ein wesentlicher Teil vom Operativen Asset-Management.
Da die Intervalle zur Inspektion groß sind, werden die entsprechenden Aufgaben nicht per Serie automatisch erstellt, sondern anhand eines Gebietsschlüssels (A-F) in einer Benutzeransicht identifiziert und per Aufgabenassistent in einem Projekt angelegt.
Verteilung von Arbeitspaketen
Über die Verteilung von Arbeitspaketen gelangen die Aufgaben zu den mobilen Geräten und werden durch die Mitarbeitenden anhand dem Objekt zugewiesenen Checklisten durchgeführt. Die trennscharfe Erkennung der Trafostationen vor Ort erfolgt beispielsweise über das Scannen von QR-Codes, Barcodes und RFID-Tags. Mobil verfügbar sind dann die digitale Lebenslaufakte der Trafostation mit Sicherheitshinweisen, Wartungshistorie, Fotos, Explosionszeichnungen etc.
Die Dokumentation der Instandhaltungstätigkeit erfolgt automatisch über die Abarbeitung der voreingestellten Checklisten bzw. über hinterlegte Aufgabenprotokolle und die Möglichkeit, den Objekt-Datensatz vor Ort am Smartphone oder Tablet mit Text- bzw. Bildinformationen anzureichern. Direkt dokumentieren lassen sich auch angefallene Aufwände (Material, Zeit, gefahrene km etc.); die Synchronisation der Daten aus der Mobil-Anwendung mit dem Gesamtsystem erfolgt automatisch. Auf dieser Grundlage lassen sich fundierte Auswertungen zur Trafostationskontrolle bspw. über Dashboards fahren.
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