Batteriespeichersysteme, sogenannte BESS (Battery Energy Storage System), ermöglichen es, Energie zu speichern und dann zu nutzen, wenn sie am dringendsten benötigt wird. Im vorherigen Beitrag unserer Artikelreihe haben wir erläutert, wie ein solches System funktioniert. Nun gehen wir einen Schritt weiter und betrachten, wie ein BESS auf dem heutigen Energiemarkt eingesetzt werden kann und welche Aufgaben es dort übernimmt.

Batteriespeichersysteme lassen sich je nach Einsatzort und Funktion in netzseitige Systeme (FTM – Front of the Meter) und kundenseitige Systeme (BTM – Behind the Meter) unterteilen. Zur zweiten Gruppe gehören auch Heimspeicher: Aus Sicht des Netzbetreibers befinden sie sich hinter dem Zähler und sind Bestandteil der elektrischen Anlage des Eigentümers, beispielsweise eines Hauseigentümers. Die folgende Abbildung verdeutlicht den Unterschied.

Abbildung 1. a) Netzseitige (FTM) und b) kundenseitige (BTM) BESS-Systeme.

Im industriellen Umfeld werden BTM-BESS hauptsächlich für folgende Aufgaben eingesetzt:

• Maximierung des Eigenverbrauchs aus erneuerbaren Energien (sofern das Haus, der Betrieb, das Unternehmen oder der Park über entsprechende Anlagen verfügt): In Verbindung mit einer lokalen Photovoltaikanlage speichert ein BTM-BESS überschüssige Energie, die tagsüber oder beispielsweise am Wochenende erzeugt wird. Diese muss dann nicht zu ungünstigen Marktpreisen ins Netz eingespeist werden; auch die Abregelung der Erzeugung kann vermieden werden. Die gespeicherte Energie wird bei Bedarf genutzt, etwa am Abend oder am folgenden Tag.
• Senkung der Spitzenlastkosten (Peak Shaving): Dies ist eine der wichtigsten Anwendungen in der Industrie. Bei höchstem Stromverbrauch eines Unternehmens oder Werks entlädt sich das BTM-BESS. Dadurch sinkt die maximal aus dem Netz bezogene Leistung, weil Batteriespeicher und Netz den Bedarf gemeinsam decken. So lassen sich feste Netzentgelte reduzieren oder die vertraglich vereinbarte Anschlussleistung einhalten und zusätzliche Gebühren vermeiden.
• Optimierung der Strombezugskosten (Energy Arbitrage / Load Shifting – für Unternehmen mit dynamischen Stromtarifen): Das System lädt die Batterien, wenn Netzstrom besonders günstig ist, beispielsweise nachts oder bei einem Marktüberangebot, und versorgt den Standort aus dem Speicher, wenn die Strompreise stark steigen.
• Sicherstellung der Notstromversorgung und Betriebskontinuität: Ein BESS kann wie ein leistungsfähiges unterbrechungsfreies Stromversorgungssystem (USV) im großen Maßstab arbeiten. Bei Ausfall des öffentlichen Netzes schützt es das Unternehmen vor kostspieligen Produktionsstillständen und Maschinenschäden.
• Kompensation von Blindleistung: Moderne BESS-Systeme (Batteriespeichersysteme) ermöglichen eine gezielte Beeinflussung der Energiequalität; sie können somit als Quelle oder als Last mit spezifischen elektrischen Eigenschaften fungieren. Für Unternehmen mit einem hohen Anteil an induktiven Komponenten (z. B. durch eine große Anzahl elektrischer Antriebe) oder kapazitiven Komponenten (etwa in Rechenzentren oder großflächigen Anlagen) ist eine solche Funktion von Bedeutung, um die Stromkosten zu senken.

Diese Liste möglicher Anwendungen umfasst die wichtigsten Funktionen kundenseitiger BESS. Ein neuerer Trend ist ihr Einsatz an Schnellladestandorten für Elektrofahrzeuge. Auch hier stehen häufig Peak Shaving und die Möglichkeit im Vordergrund, mehrere Fahrzeuge gleichzeitig mit hoher Leistung zu laden. Die Ladevorgänge sind zwar relativ kurz, erfordern aber eine hohe Anschlussleistung. Mit einem BESS muss nicht unbedingt die gesamte Spitzenleistung der Ladestation vertraglich beim Netzbetreiber gesichert werden. Zudem kann eine Station auch dort entstehen, wo am Netzanschlusspunkt die erforderliche Spitzenleistung nicht verfügbar ist. Ein weiterer Vorteil liegt in der Optimierung der Strombezugskosten. Darauf gehen wir in weiteren Beiträgen ein.

Diese Eigenschaften machen BESS für immer mehr Investoren attraktiv. Nach Angaben der polnischen Energieagentur Agencja Rynku Energii (ARE) erreichte die gesamte Energiespeicherkapazität in Polen 8,85 GWh. Zum Vergleich: Das entspricht ungefähr der Energiemenge, die das größte polnische Kraftwerk in Bełchatów bei Volllast in knapp zwei Stunden erzeugt. Nach Daten der Agentur von August 2026 sind in Polen 114.418 Stromspeicheranlagen in Betrieb, überwiegend bei Prosumenten (112.465 Anlagen). Im mittleren beziehungsweise industriellen Segment (0,05–10 MW) gibt es 1.948 Anlagen. Die gesamte installierte Leistung und Speicherkapazität deuten jedoch darauf hin, dass diese Anlagen eher klein sind.

Die folgende Tabelle fasst die Zahlen zusammen.

Tabelle 1. Stromspeicheranlagen in Polen (Quelle: Agencja Rynku Energii S.A.)

Bei den fünf großen Speichersystemen im ARE-Bericht handelt es sich um Pumpspeicherkraftwerke, darunter das größte in Żarnowiec mit 716 MW/ 3,6 GWh. Die geringe Zahl großer BESS mag überraschen. Allerdings befinden sich allein für 2026 BESS-Projekte mit 1 GW Leistung und 4 GWh Kapazität noch in Anschluss- und Abnahmeverfahren. Nach dem von der polnischen Regierung verabschiedeten „Nationalen Energie- und Klimaplan“ (ausgearbeitet vom Energieministerium) sollen 2030 im ambitionierten WAM-Szenario (With Additional Measures, also unter Einbeziehung zusätzlicher Maßnahmen und voraussichtlich Fördermechanismen) rund 6 GW installierte Batteriespeicherleistung erreicht werden.

Betrachten wir nun die netzseitigen FTM-Systeme: größere BESS-Anlagen, die Dienstleistungen anbieten und sowohl mit dem Verteil- als auch mit dem Übertragungsnetz zusammenarbeiten können. Anders als Heimspeicher oder kundenseitige BTM-Anlagen sind FTM-Systeme nicht einem bestimmten Stromkunden oder Werk zugeordnet. Sie dienen der Stabilisierung des gesamten Stromsystems und sollen im großskaligen Energiehandel Erlöse erzielen. Auch hier gibt es zahlreiche Einsatzmöglichkeiten. Konzentrieren wir uns auf die wichtigsten:

• Preis-Arbitrage (Market Arbitrage): Der Speicher wird aus dem Netz geladen, wenn Strom günstig ist, beispielsweise an sonnigen Mittagen bei hoher PV-Erzeugung oder in windreichen Nächten. Die Stromhandelspreise können dann sogar negativ sein. In Zeiten hoher Nachfrage, meist am Abend, speist die Anlage die Energie zu höheren Preisen wieder ins Netz ein.
• Teilnahme am Kapazitätsmarkt (Capacity Market): Der Speicherbetreiber erhält ein festes Entgelt dafür, dass die Anlage in kritischen Situationen (sogenannten Gefährdungsperioden) für die Bereitstellung von Leistung und Reserven verfügbar ist.
• Erbringung von System- und Regelleistungen (Ancillary Services – Regelenergiemarkt): Dies ist technisch die anspruchsvollste Aufgabe und häufig auch eine der wichtigsten Erlösquellen. Ein Batteriespeicher reagiert innerhalb von Sekundenbruchteilen auf Frequenzschwankungen im Stromnetz (FCR – englisch Frequency Containment Reserve und aFRR – automatic Frequency Restoration Reserves) und stabilisiert so die Netzparameter. Das hilft, großflächige Stromausfälle zu vermeiden. Mit hoher Wahrscheinlichkeit trugen Fehlfunktionen solcher Mechanismen zusammen mit weiteren Betreiberfehlern zum Blackout in Spanien im April 2025 bei.

Wie lassen sich diese Einsatzmöglichkeiten wirtschaftlich bewerten? Preis-Arbitrage ist als Grundprinzip leicht verständlich, in der Steuerung und Ertragsoptimierung aber keineswegs einfach. Der Stromhandel folgt einem 15-Minuten-Takt; die Preise verändern sich entsprechend dynamisch. Außerdem bringt jeder Lade- und Entladezyklus die Batterie ihrer in der Garantie festgelegten maximalen Zyklenzahl näher. Die Zyklen müssen daher sorgfältig geplant werden. Allein mit Energiehandel Geld zu verdienen, ist eine große Herausforderung.

Für die Absicherung von Leistungsreserven ist in Polen der Übertragungsnetzbetreiber Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) zuständig; die Aufsicht führt die Regulierungsbehörde Urząd Regulacji Energetyki (URE). Die Hauptauktionen für Kapazitätsreserven finden mit großem Vorlauf statt. Im Dezember 2025 wurde die Hauptauktion für das Lieferjahr 2030 abgeschlossen². Kontrahiert wurden fast 6,9 GW Reserveleistung in 198 Einheiten, darunter 33 ausländische Einheiten, zu einem Preis von 465,02 PLN/kW/Jahr. Zusätzlich finden ergänzende Auktionen statt; für das Jahr 2027 war eine solche Auktion im September 2026 vorgesehen. Die Kosten für die Vorhaltung dieser Reserven tragen letztlich die Stromkunden über die sogenannte Kapazitätsumlage auf ihrer Stromrechnung. Würden wir also ein BESS mit 100 MW für 2030 vollständig kontrahieren, ergäbe das 46.502.000 PLN pro Jahr. Eine beeindruckende Summe! Allerdings ist diese Auktion bereits vorbei, und bis 2030 sind es noch mehr als drei Jahre.

Das letzte und zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Beitrags wichtigste am Markt angebotene „Produkt“ sind Systemdienstleistungen zur Frequenzstabilisierung, also Regel- und Ausgleichsleistungen. Da dieser Mechanismus vergleichsweise komplex ist, widmen wir ihm im Folgenden mehr Aufmerksamkeit.

Regelleistungsmarkt

In unserem ersten Artikel haben wir auf die Komplexität elektrischer Energiesysteme und ihre Bilanzierung hingewiesen. Der Übertragungsnetzbetreiber – in Polen gibt es mit PSE nur einen – überwacht die Lage im Stromnetz fortlaufend und achtet insbesondere auf zwei Größen: Netzfrequenz und Spannung. Vereinfacht gesagt: Steigt die Stromnachfrage, ohne dass zusätzliche Erzeugung bereitsteht, sinkt die Frequenz. Das kann viele Ursachen haben: Große oder zahlreiche Verbraucher werden zugeschaltet, Energieintensive Verbraucher erhöhen ihre Leistung oder ein bedeutender Stromerzeuger fällt aus, etwa durch einen Defekt oder eine starke Bewölkung über einer großen PV-Anlage. Umgekehrt steigt die Frequenz bei einem Erzeugungsüberschuss ohne entsprechende Abnahme. Der Betreiber beobachtet diese empfindliche Regelgröße sehr genau. In Europa beträgt die Nennfrequenz 50 Hz, weshalb bereits bei 49,99 Hz beziehungsweise 50,01 Hz Regelleistung aktiviert werden kann. Bei Frequenzen unter 49,8 Hz beziehungsweise über 50,2 Hz wird die volle vertraglich gesicherte Leistung eingesetzt. Für die hier betrachteten BESS-Dienstleistungen spielt die Spannung eine weniger zentrale Rolle; lokal zeigt sie unter anderem die Blindleistungsbilanz und den Zustand des Übertragungsnetzes an.

Wie kann sich der Übertragungsnetzbetreiber gegen eine Destabilisierung des Stromsystems absichern? Er muss Reserven vorhalten, also Leistung für Regel- und Ausgleichsdienstleistungen sichern und nicht bloß zusätzliche Energieerzeugung. Dafür braucht er flexible Reserven in beide Richtungen: „nach oben“, wenn mehr Energie eingespeist werden muss, und „nach unten“, wenn Erzeugung gedrosselt oder Überschussenergie etwa zum Laden von Speichern aufgenommen werden soll. Dieser Prozess ist teuer: PSE gibt dafür jährlich mehr als zwei Milliarden PLN aus. Der Betreiber legt fest, ob positive oder negative Regelung erforderlich ist und welche Dienstleistung benötigt wird. Dazu gehören FCR, aFRR, mFRR und RR. Die Abkürzungen stehen für:

• Frequenzhaltungsreserve FCR (Frequency Containment Reserve), auch Primärregelung genannt;
• Frequenzwiederherstellungsreserve mit automatischer Aktivierung aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve), auch Sekundärregelung genannt;
• Frequenzwiederherstellungsreserve mit manueller beziehungsweise direkter Aktivierung mFRRd (manual Frequency Restoration Reserve), auch Tertiärregelung genannt;
• Ersatzreserve RR (Replacement Reserve), jeweils getrennt für positive und negative Regelung.

Die wichtigsten Merkmale sind in der folgenden Tabelle zusammengefasst.

Tabelle 2. Eigenschaften der verschiedenen Regelmechanismen.

Die verschiedenen Regeldienstleistungen müssen also nicht nur die vereinbarte Leistung bereitstellen, sondern auch innerhalb einer festgelegten Zeit reagieren. Der Betreiber beschafft diese Dienstleistungen getrennt für bestimmte Zeitfenster und nach Regelrichtung, mit Ausnahme der symmetrischen FCR. Üblich sind Vier-Stunden-Zeitfenster, wobei bereits die Angleichung an den 15-Minuten-Rhythmus des Strommarktes diskutiert wird.Aufgrund der technischen Grenzen anderer Technologien spielen BESS dabei eine wichtige Rolle: Sie reagieren schnell genug für FCR und aFRR, während andere Regeldienstleistungen auch durch konventionelle Kraftwerke und erneuerbare Energien erbracht werden können. Außerdem können BESS Energie in beide Richtungen austauschen und somit positive wie negative Regelung ermöglichen. Die derzeitigen Preise für aFRR liegen bei rund 180 PLN/MW/h für die positive und 140 PLN/MW/h für die negative Regelrichtung. Gewinne ich als Anbieter eine Auktion über vier Stunden positive aFRR und verfüge über ein BESS mit 100 MW, kann ich mit 56.000 PLN rechnen – unabhängig davon, ob der Betreiber die Leistung tatsächlich abruft. Er hat sie reserviert. Das ist eine sogenannte Kapazitätsdienstleistung zur Vorhaltung von Regelleistung. Wird die Energie abgerufen, erfolgt eine zusätzliche Vergütung für die tatsächlich gelieferte Regelenergie. Dafür muss ich am Regelenergiemarkt ein entsprechendes Gebot für die zuvor kontrahierte Leistung abgeben. Ich bin mit meinem registrierten BESS ein DUB, also Anbieter von Bilanzierungsdienstleistungen, und erhalte eine entsprechende Kennung. Der Eintritt in diesen Markt ist anspruchsvoll: Er erfordert unter anderem ein komplexes Präqualifikationsverfahren und die Integration mit den Systemen des Netzbetreibers.Wie funktioniert der Regelleistungsmarkt?Wie funktioniert dieser Markt in der Praxis? Beginnen wir mit der Rolle des DUB. Nach der Definition auf der PSE-Website ist ein „Dostawca Usług Bilansujących“ (DUB) ein Strommarktteilnehmer, der dem Übertragungsnetzbetreiber Regelenergie liefert und Regelleistung vorhält. Als zugelassener DUB kann ich an den Auktionen von PSE teilnehmen und verfügbare Leistung zur Reservierung anbieten. Der Markt ist als Auktionssystem organisiert: PSE beschafft über eine Regelenergieplattform einerseits die Kapazität, also die Reservierung von Leistung, und andererseits bei tatsächlichem Bedarf die Energie. Ein Beispiel: Nach meiner Qualifikation als DUB kann ich am Kapazitätsmarkt für ein bestimmtes Zeitfenster (mindestens eine Stunde), eine bestimmte Regelungseinheit (mein registriertes BESS) und einen bestimmten Preis pro reserviertem MW und Stunde ein Gebot abgeben. Der Betreiber prognostiziert seinen Bedarf und wählt die wirtschaftlich günstigsten Angebote aus. Die folgende Grafik zeigt ein mögliches Auktionsergebnis; darunter wird das Beispiel erläutert.
Abbildung 2. Beispiel für das Ergebnis einer Auktion für Regeldienstleistungen.

In unserem Beispiel beteiligen sich vier Anbieter an einer Regelreserve-Auktion, darunter auch ich als BESS-Betreiber mit DUB-Zulassung. Der Betreiber möchte die durch die gestrichelte Linie gekennzeichnete positive aFRR-Leistung reservieren, also zusätzliche Leistung im System verfügbar machen. Jeder Anbieter (DUB) legt für das betreffende Zeitfenster seinen Preis je Megawatt und Stunde reservierter Regelleistung fest (PLN/MW/h). Nach Auktionsschluss erhält DUB 1 den Zuschlag, mein Angebot liegt preislich im Mittelfeld, und auch DUB 3 wird berücksichtigt. Wir alle erhalten die Möglichkeit, die zugesagte Leistung für den vereinbarten Zeitraum zum Grenzpreis von DUB 3 bereitzustellen (Pay-as-cleared). DUB 3 erhält allerdings nur einen Teilzuschlag, da keine weitere Leistung benötigt wird. DUB 4 erzielt in dieser Runde keine Erlöse aus der bloßen Leistungsvorhaltung, weil sein Preis zu hoch war.

Habe ich hingegen wie in diesem Beispiel den Zuschlag erhalten, muss ich die vereinbarte Leistung im festgelegten Zeitfenster für die verlangte Dienstleistung freihalten und einsatzbereit sein. Der Betreiber darf sie bei Bedarf abrufen. Daher muss ich am Regelenergiemarkt zusätzlich ein Angebot mit einem Preis je MWh einreichen. Fordert der Betreiber die Leistung an und erfülle ich meine Verpflichtungen nicht, etwa weil ich kein Energieangebot abgebe oder die Energie nicht liefere, drohen Vertragsstrafen. Zusammengefasst: Ich nehme an einer Auktion zur Reservierung von Regelleistung teil, deren Vergütung in PLN/MW/h ausgedrückt wird. Bei erfolgreichem Gebot erhalte ich den Preis, mit dem die Auktion abgeschlossen wurde. Anschließend muss ich ein Gebot für die tatsächlich benötigte Regelenergie in PLN/MWh abgeben und kann den Preis selbst festlegen. Der Betreiber führt auch hierfür die Marktentscheidung durch und rechnet die Gebote nach dem jeweiligen Preisbildungsmechanismus ab. Mit meinem Energiepreis kann ich somit beeinflussen, wie wahrscheinlich eine tatsächliche Aktivierung ist, und beispielsweise die Zahl der Lade- und Entladezyklen meines Speichers begrenzen.

Wenn ich eine Kapazitätsauktion gewonnen habe und meine Energie zum angebotenen MWh-Preis benötigt wird, sollte ich die Verpflichtung besser teilweise als gar nicht erfüllen, etwa bei technischen Problemen, die ich anschließend erklären muss. Selbst wenn ich die Dienstleistung mit einer anderen mir gehörenden Ressource als der ursprünglich angebotenen erbringen müsste, wäre dies zu begründen. Bei mFRR und RR bieten konventionelle Erzeugungsanlagen und Anlagen für erneuerbare Energien meist so günstige Konditionen, dass ein Wettbewerb mit BESS dort derzeit nur begrenzt sinnvoll ist.

Mit der steigenden Zahl dezentraler Energiequellen nimmt der Bedarf an digitalisierten Systemen zu – ihre Digitalisierung wird zunehmend unverzichtbar. Ein Batteriespeichersystem benötigt zahlreiche Echtzeitdaten und eine intelligente Betriebsplattform. Diese muss nicht nur die Angebotsabgabe auf verschiedenen Märkten (Strom- und Regelenergiemarkt) unterstützen, sondern auch die künftig verfügbare Leistung und Einsatzbereitschaft der Anlage für unterschiedliche Dienstleistungen prognostizieren. Eine leistungsfähige Plattform zur BESS-Steuerung, häufig Energy Management System (EMS) genannt, unterstützt darüber hinaus technologische Innovationen wie erweitertes Reporting, Verfügbarkeitsprognosen, automatische Fahrplanumsetzung, vorausschauende Wartung und künstliche Intelligenz. Außerdem muss eine Infrastruktur für sehr große Datenmengen geschaffen werden, darunter historische Verbrauchsdaten, Zykluszahlen und Informationen zum Zustand der Batteriezellen. Nur so lassen sich genauere Verfügbarkeitsprognosen erstellen und die Einhaltung der Garantiebedingungen überwachen.

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Über Jahrzehnte funktionierte das Stromsystem relativ einfach. Auf der einen Seite standen systemrelevante Stromerzeuger – Kraftwerke und Heizkraftwerke unterschiedlicher Art und Größe – und auf der anderen Seite die Verbraucher, ebenfalls in verschiedenen Kategorien: von großen Industrieanlagen über mittelständische Industriebetriebe sowie große Handels-, Büro- und Hotelobjekte bis hin zu privaten Verbrauchern und Haushalten. Die meisten Kraftwerke und Heizkraftwerke waren konventionelle Anlagen, deren Energie durch die Verbrennung fossiler Brennstoffe erzeugt wurde. Solange CO2-Emissionen nicht streng überwacht wurden, waren die Brennstofflager dieser Kraftwerke gut gefüllt. Auch andere technische Hindernisse spielten keine wesentliche Rolle, sodass ihre Stromerzeugung sehr stabil und vorhersehbar war. Die energetische Gleichung war einfach: Die Stromerzeugung deckt den momentanen Verbrauch – Erzeugung = Verbrauch. Eine Seite der Energiebilanz erzeugte und verkaufte Strom stabil und vorhersehbar, die andere verbrauchte und kaufte ihn etwas weniger stabil, aber dennoch relativ gut vorhersehbar. Die gesamte Verantwortung für den stabilen Betrieb des Systems und damit für das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage lag bei den Erzeugern und Übertragungsnetzbetreibern.

Meistens funktionierte das gut, manchmal jedoch weniger gut. Daher stammen auch die aus älteren Filmen und Publikationen bekannten sogenannten „Versorgungsstufen“, die dann eingeführt wurden, wenn die Erzeuger den Bedarf großer Verbraucher nicht mehr decken konnten und diese zu einer Reduzierung ihres Stromverbrauchs bewegen mussten. Nach Angaben des Instituts für Umweltschutz entfiel die Stromerzeugung in Polen im Jahr 1990 auf:

• Kohle: ca. 76,8 %
• Erdöl: 14,8 %
• Erdgas: 8,9 %
• iokraftstoffe und erneuerbare Energien: 3,9 %.

Abbildung 1. Gleichgewicht im historischen Stromsystem – die Erzeugung entspricht dem Verbrauch. Abbildung mithilfe künstlicher Intelligenz erstellt.

Elektroenergiesystem: Veränderungen sind eingetreten

Heute sieht die Situation völlig anders aus. Dies lässt sich beispielsweise anhand der Erzeugungsprofile und Erzeugungsarten erkennen, die vom polnischen Übertragungsnetzbetreiber PSE (Portal der Polskie Sieci Elektroenergetyczne – Systemdaten, Stand 26.08.2026, auf eine Dezimalstelle gerundet.) für August 2026 veröffentlicht wurden.

• Kohle, Erdöl und Gas zusammen: 42,4 %
• Wasserkraftwerke: 0,3 %
• Onshore-Windkraftanlagen: 4,3 %
• Offshore-Windkraftanlagen: 0,2 %
• Photovoltaik: 52,8 %

Nicht nur das Erzeugungsprofil hat sich verändert. Auch das Verhalten der Verbraucher hat sich deutlich gewandelt. Viele von ihnen sind inzwischen selbst lokale Stromerzeuger geworden – Produzent + Konsument = Prosumer – und Energie fließt heute in unterschiedliche Richtungen und nicht mehr ausschließlich vom Erzeuger zum Verbraucher. Das System ist gewachsen, die Zahl der Energiequellen hat zugenommen und ihre Charakteristik ist weniger stabil geworden. Das Verhalten von Windkraft- und Photovoltaikanlagen lässt sich mit guten Wetterprognosen zwar vorhersagen. Gleichzeitig ist jedoch klar, dass Photovoltaikanlagen nach Sonnenuntergang keinen Strom erzeugen und Windkraftanlagen an sonnigen, windstillen Tagen ebenfalls nicht zur Verfügung stehen. Unter diesen Bedingungen ist es deutlich schwieriger, das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage aufrechtzuerhalten und damit einen stabilen Betrieb des gesamten Systems sicherzustellen.

Abbildung 2. Instabiles Gleichgewicht in einem komplexen Energiemarkt. Abbildung mithilfe künstlicher Intelligenz erstellt.

Wenn es darum geht, Angebot und Nachfrage auf einem Markt ins Gleichgewicht zu bringen, ist ein guter Speicher eine äußerst hilfreiche Lösung. Wenn ein Landwirt zu viele Äpfel produziert hat und gerade keinen Käufer dafür findet, sucht er nach einem geeigneten Lager, in dem die Äpfel aufbewahrt werden können, bis die Nachfrage steigt. So verliert er weder seine Ware noch sein Geld. Wenn ein Kunde später Äpfel kaufen möchte, stehen sie weiterhin zur Verfügung. Natürlich kostet die Lagerung Geld.

Auf dem Energiemarkt funktioniert es ähnlich. Es gibt Speicher, die speziell zur Speicherung elektrischer Energie eingesetzt werden. Energie lässt sich auf unterschiedliche Weise speichern:

• in Form potenzieller Energie, beispielsweise indem bei einem Energieüberschuss eine große Masse angehoben und bei einem Energiemangel wieder abgesenkt wird, um Strom zu erzeugen. Häufig handelt es sich bei dieser Masse um Wasser – in diesem Fall sprechen wir von Pumpspeicherkraftwerken,
• in Form kinetischer Energie, indem bei einem Energieüberschuss eine Masse beschleunigt und die gespeicherte Energie später durch deren Abbremsen zurückgewonnen wird. Nach diesem Prinzip funktionieren kinetische Energiespeicher, auch Schwungradspeicher genannt,
• in gewisser Weise auch durch das Erwärmen eines Materials. Allerdings ist es schwierig, diese gespeicherte Wärme anschließend wieder in elektrische Energie umzuwandeln,
• in Form chemischer Bindungsenergie – entweder in Elementen wie Wasserstoff in Verbindung mit Brennstoffzellen oder, wesentlich häufiger, in Komponenten, die als Batterien bezeichnet werden.

Der letztgenannte Mechanismus ist heute am weitesten verbreitet. Seit vielen Jahren speichern wir elektrische Energie auf diese Weise, beispielsweise zum Starten von Fahrzeugen mithilfe von Akkumulatoren – auch wenn sich manche von uns noch an manuelle Starter bei Motorrädern und Autos erinnern – oder zur Versorgung tragbarer Geräte, von Taschenlampen, Taschenrechnern und Radios bis hin zu heutigen Smartphones, Tablets, Uhren, Kopfhörern und tragbaren Lautsprechern. Seit etwa 2009, mit der ersten Generation des Nissan Leaf, werden Batterien außerdem zur Versorgung elektrischer Fahrzeuge eingesetzt. Heute betrifft dies nahezu alle Fahrzeugklassen: vom Pkw über Lieferfahrzeuge und Busse bis hin zu Lastkraftwagen und Spezialfahrzeugen. Batterien beziehungsweise Akkumulatoren unterscheiden sich hinsichtlich ihrer elektrochemischen Prozesse und eingesetzten Materialtechnologien. Blei-Säure-Batterien sind weiterhin sehr weit verbreitet und dominieren in verschiedenen Ausführungen beispielsweise nach wie vor im Automobilbereich. Gleichzeitig ist längst allgemein bekannt, dass in tragbaren Geräten und Elektrofahrzeugen aufgrund des deutlich besseren Verhältnisses von Speicherkapazität zu Größe und Gewicht andere Technologien vorherrschen. Dazu gehören insbesondere NMC und LFP. In jüngster Zeit wird außerdem zunehmend über Natrium-Ionen-Batterien sowie Festkörperelektrolyte gesprochen. In den vergangenen zehn Jahren haben sich die technologischen Eigenschaften von Batterien erheblich verbessert. Dazu gehören unter anderem die Zahl der Ladezyklen, die thermischen Eigenschaften sowie die Verfügbarkeit unterschiedlicher Bauformen und Größen. Gleichzeitig sind die Preise kontinuierlich gesunken. Dadurch sind Batterien auch für den Aufbau großer Systeme, die mit Stromnetzen zusammenarbeiten können, zu einer attraktiven Alternative geworden.

Abbildung 3. Energiespeicher als Unterstützung der Stabilität in einem komplexen Energiemarkt. Abbildung mithilfe künstlicher Intelligenz erstellt.

Es ist leicht nachvollziehbar, dass ein solcher Energiespeicher wesentlich zur Stabilisierung des Stromsystems beitragen kann. Vereinfacht gesagt kann er überschüssige Energie sehr schnell aufnehmen und zum Laden nutzen. Fehlt dagegen Energie im System, kann er sich entladen und diese Energie wieder zur Verfügung stellen. In unserem Beispiel mit der Waage aus der vorherigen Abbildung übernimmt er gewissermaßen die Rolle eines Stoßdämpfers – sowohl auf Seiten der Erzeuger als auch auf Seiten der Verbraucher. Dadurch erhalten Betreiber und Marktteilnehmer im Strommarkt ein neues Instrument: das Battery Energy Storage System, kurz BESS.

Was ist ein BESS wirklich?

Wie der Name bereits sagt, handelt es sich bei einem BESS um ein System – nicht um ein einzelnes Gerät und auch nicht lediglich um eine Sammlung einzelner Geräte. Es gibt keinen einheitlichen Marktstandard für den Aufbau eines BESS. Dennoch weisen solche Anlagen, die häufig auch als Batterieparks bezeichnet werden, zahlreiche gemeinsame Komponenten auf. Abhängig von der konkreten Ausführung können sie sich hinsichtlich Leistung, Aussehen, Standort und Funktion unterscheiden. Betrachten wir zunächst das vereinfachte Schema in der folgenden Abbildung.

Abbildung 4. Vereinfachter BESS-Park. Abbildung mithilfe künstlicher Intelligenz erstellt.

Die zentralen Komponenten der meisten BESS-Parks sind Container. In ihnen befinden sich in der Regel Batteriemodule, die in sogenannten Batterieracks installiert sind. Die Module ähneln häufig einschiebbaren Kassetten mit elektrischen Anschlüssen und Kommunikationsschnittstellen an der Frontseite. Im Inneren befinden sich Pakete aus Batteriezellen sowie ein BMS, also ein Battery Management System. Dieses ist für die Verwaltung und den Schutz des jeweiligen Batteriepakets sowie für dessen Kommunikation mit der Außenwelt verantwortlich. Es lohnt sich, diese Terminologie zu kennen, da Begriffe wie Rack, Modul und Zelle häufig verwechselt oder synonym verwendet werden, was zu Missverständnissen führen kann. Die Zellpakete innerhalb der Module sowie die Module selbst werden in Reihen- und Parallelschaltungen miteinander verbunden, um die gewünschte Ausgangsspannung und den erforderlichen Gesamtstrom zu erreichen.

Abbildung 5. Container, Rack, Modul und Zelle – Terminologie in Batteriesystemen. Abbildung mithilfe künstlicher Intelligenz erstellt.

Batterien sind Komponenten zur Speicherung elektrischer Energie in Form von Gleichstrom. Eine typische Haushaltsbatterie verfügt – ebenso wie ein Batteriemodul – über eindeutig gekennzeichnete Plus- und Minuspole. Dabei handelt es sich um Gleichstrom beziehungsweise Direct Current, kurz DC. Das Stromnetz verwendet dagegen Wechselstrom, also einen sinusförmig wechselnden Strom – Alternating Current, kurz AC. Um beide Seiten miteinander zu verbinden, wird ein Gerät benötigt, das den Gleichstrom mit Plus- und Minuspolen in eine 50-Hz-Sinusspannung umwandelt. Diese Aufgabe übernehmen sogenannte PCS, also Power Conversion Systems. Während des Ladevorgangs entnimmt ein solcher leistungselektronischer Umrichter Energie aus dem dreiphasigen Wechselstromnetz und lädt als gesteuerter Gleichrichter damit die Zellen in den Batteriemodulen. Beim Entladen der Batterie erfolgt der umgekehrte Prozess: Das System entnimmt Gleichstrom aus der Batterie und wandelt ihn als Wechselrichter in Wechselstrom um. Aus technischer Sicht handelt es sich dabei um einen Vierquadranten-Leistungsumrichter. Bei modernen Umrichtern ist die Energiequalität sowohl auf der DC- als auch auf der AC-Seite sehr hoch. Der Wirkungsgrad solcher Systeme liegt häufig bei über 98 %. In der Regel arbeitet ein einzelnes PCS für eine gesamte Gruppe von Batteriemodulen.

Im nächsten Schritt muss die Energie einzelner PCUs zu größeren Gruppen zusammengeführt werden. Gleichzeitig müssen die Ausgangsspannungen der Wechselrichter an die im jeweiligen Stromsystem üblichen Netzspannungen angepasst werden. Hinter einem typischen PCU befindet sich deshalb ein Transformator, häufig mit zwei Primärwicklungen, an die ein oder mehrere PCUs angeschlossen sind. Die Sekundärseiten dieser Transformatoren führen zu Schaltanlagen, häufig auf Mittelspannungsebene. Mittelspannung ist zwar ein älterer, aber weiterhin häufig verwendeter Begriff. In Polen liegen typische Spannungsniveaus beispielsweise bei 15 kV und 20 kV. Abhängig von der Leistung des Systems wird der Transformator über entsprechende Schaltanlagen mit dem lokalen Stromnetz verbunden. Bei großen BESS-Parks kann die Spannung anschließend durch einen Hochspannungstransformator noch einmal erhöht werden. Natürlich befinden sich an zahlreichen Stellen innerhalb dieses komplexen Systems Messgeräte und Messsysteme – sowohl auf der Gleichstrom- als auch auf der Wechselstromseite. Hinzu kommen Stromzähler zwischen dem Batteriepark und dem Stromnetz, die der abschließenden energiewirtschaftlichen Abrechnung dienen.

Der Batteriepark wird durch mehrere zusätzliche Systeme ergänzt.

Eine wichtige Rolle in der internen Energiebilanz des Parks spielt das Heizungs-, Lüftungs- und Klimatisierungssystem, also HVAC – Heating, Ventilation and Air Conditioning. Batterien erwärmen sich bei intensiver Nutzung. Das kennt jeder Smartphone-Nutzer. Entsprechend müssen Batteriemodule an heißen Tagen gekühlt werden. Auf der anderen Seite können Batterien bei sehr niedrigen Temperaturen nicht oder insbesondere nicht mit voller Leistung betrieben werden. In solchen Situationen müssen sie beheizt werden. Diese Aufgaben übernimmt das HVAC-System des Batterieparks. Ein solches System kann beträchtliche Dimensionen erreichen und selbst erhebliche elektrische Leistungen benötigen. Hinzu kommen Sicherheitssysteme – sowohl für die elektrische Sicherheit als auch für den Brandschutz.

An unterschiedlichen Punkten eines BESS-Parks kommen zahlreiche elektrische Schutzsysteme verschiedener Art zum Einsatz. Beim Brandschutz werden abhängig vom jeweiligen Hersteller unterschiedliche Technologien eingesetzt. Typischerweise finden sich jedoch zahlreiche Rauch-, Feuer- und Temperatursensoren sowie Löschsysteme und Brandschutzbarrieren. Auch entsprechende technische Abstände zwischen den Komponenten müssen eingehalten werden. Diese sind einerseits für die interne Logistik erforderlich, da es sich um schwere und schwierig zu transportierende Komponenten handelt, andererseits aus Sicherheitsgründen und um einen einfachen Zugang zu den wichtigsten Komponenten des Parks zu gewährleisten. Wie man sich leicht vorstellen kann, entstehen in einem solchen Batteriepark enorme Datenmengen: Messdaten, Kommunikationsdaten, Informationen über den Status und Zustand der Geräte sowie eine sehr große Anzahl elektrischer Messwerte. Die Steuerung und das Management eines derart komplexen Systems sind eine verantwortungsvolle und anspruchsvolle Aufgabe. Daher ist es besonders wichtig, auf einen vertrauenswürdigen Partner zurückgreifen zu können. Auf der Ebene des gesamten Parks erfolgt das Management über Park Controller, die häufig auch die Funktion eines EMS – Energy Management System beziehungsweise Energiemanagementsystems – übernehmen. Dieses Thema behandeln wir in einem separaten Artikel.

Ein gut konzipiertes und professionell betriebenes BESS benötigt nicht nur die richtige Technologie, sondern auch einen Partner, der Energietechnik, Automatisierung, Daten und IT-Systeme zu einem funktionierenden Gesamtsystem verbinden kann.
Bei ConnectPoint realisieren wir Projekte mit einem vergleichbaren Charakter. Auf Grundlage unserer internationalen Erfahrung sehen wir im Management von BESS-Systemen ein enormes Potenzial.

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Der Geltungsbereich beider Zertifizierungen umfasst die Konzeption, Entwicklung, Implementierung und Wartung von IT-Lösungen und -Systemen sowie IT-Beratungsleistungen zur Unterstützung der Automatisierung von Geschäftsprozessen in den Bereichen Industrie, Energie und Infrastruktur.

ISO 9001 bei ConnectPoint

ISO 9001 ist eine weltweit anerkannte internationale Norm für Qualitätsmanagementsysteme. Sie definiert Anforderungen, mit denen Organisationen ihre Prozesse strukturiert, messbar und kundenorientiert gestalten, umsetzen und kontinuierlich verbessern können.

In der Praxis umfasst ein Qualitätsmanagementsystem gemäß ISO 9001 unter anderem:

• klar definierte Rollen, Verantwortlichkeiten und Prozesse,
• die Überwachung der Qualität der erbrachten Dienstleistungen,
• das Management von Risiken und Chancen,
• die Analyse von Kundenbedürfnissen und -erwartungen,
• den Umgang mit Nichtkonformitäten und die Umsetzung von Korrekturmaßnahmen,
• die regelmäßige Bewertung der Wirksamkeit von Prozessen,
• die kontinuierliche Verbesserung der Organisation.

Die erfolgreiche Zertifizierung nach ISO 9001:2015 bestätigt, dass die ConnectPoint GmbH bei der Konzeption, Implementierung und Wartung von IT-Lösungen sowie bei der Erbringung von Beratungsleistungen einen systematischen Ansatz im Qualitätsmanagement verfolgt.

Das Zertifikat wurde am 3. August 2026 ausgestellt und ist drei Jahre lang gültig.

ConnectPoint GmbH_ISO 9001_certificate_2026_en

ISO/IEC 27001 bei ConnectPoint

ISO/ IEC 27001 ist der weltweit anerkannte internationale Standard für Informationssicherheitsmanagementsystem (ISMS).

Die Norm unterstützt Organisationen dabei, Risiken im Zusammenhang mit der Verarbeitung von Informationen zu identifizieren und zu reduzieren. Gleichzeitig werden folgenden Schutzziele sichergestellt:

• Vertraulichkeit, indem gewährleistet wird, dass Informationen ausschließlich autorisierten Personen zugänglich sind,
• Integrität, indem Informationen vor unbefugter Veränderung oder Verlust geschützt werden,
• Verfügbarkeit, indem sichergestellt wird, dass Informationen und Systeme bei Bedarf zugänglich und nutzbar sind.

Ein Managementsystem gemäß ISO/ IEC 27001 umfasst weit mehr als rein technische Sicherheitsmaßnahmen. Es beinhaltet unter anderem Richtlinien, Verfahren, Verantwortlichkeiten der Mitarbeitenden, Zugriffskontrollen, das Management von Sicherheitsvorfällen, Lieferantenbeziehungen, Business Continuity sowie regelmäßige Risikobewertungen.

Die ConnectPoint Sp. z o.o. mit Sitz in Warschau hat einen vergleichbaren Zertifizierungsprozess bereits zuvor erfolgreich abgeschlossen. ISO/ IEC 27001 ist insbesondere in den Bereichen Energie, Utilities und IT-Services von großer Bedeutung, da Datenschutz, Informationssicherheit und Systemzuverlässigkeit eine wesentliche Grundlage für das Vertrauen zwischen Dienstleistern und Kunden bilden.

Das Zertifikat der ConnectPoint GmbH wurde gemäß der aktuellen Version der Norm, ISO/ IEC 27001:2022, ausgestellt. Es ist seit dem 4. August 2026 gültig und hat eine Laufzeit von drei Jahren. Das Zertifikat verweist außerdem auf die Statement of Applicability (SoA), Version 1 vom 1. Juni 2026.

ConnectPoint GmbH_ISO 27001_certificate_2026_en

ISO-Zertifizierungen bieten konkrete Vorteile für Kunden und Partner

Die Zertifizierungen nach ISO 9001 und ISO/ IEC 27001 bestätigen, dass Servicequalität und Informationssicherheit bei der ConnectPoint GmbH konsistent und dokumentiert gesteuert sowie regelmäßig unabhängig bewertet werden.

Für unsere Kunden und Partner bedeutet dies vor allem:

• Höhere Planbarkeit bei der Leistungserbringung

Klar definierte Prozesse, Verantwortlichkeiten und Kontrollmechanismen tragen dazu bei, über alle Phasen der Zusammenarbeit hinweg einen einheitlichen Qualitätsstandard sicherzustellen – von der Anforderungsanalyse und Lösungskonzeption über Implementierung und Wartung bis hin zur Weiterentwicklung.

• Systematisches Risikomanagement

Risiken in den Bereichen Qualität, Informationssicherheit und Servicekontinuität werden identifiziert, bewertet und angemessen gesteuert. Entscheidungen basieren dadurch nicht ausschließlich auf der Reaktion auf einzelne Probleme, sondern auf einem strukturierten Risikomanagementprozess.

• Schutz anvertrauter Informationen

ISO/ IEC 27001 bestätigt einen kontrollierten und strukturierten Ansatz zum Schutz von Kundendaten, Projektinformationen, technischer Dokumentation sowie von Zugängen zu IT-Systemen und -Umgebungen.

• Regelmäßige Audits und kontinuierliche Verbesserung

Eine Zertifizierung ist keine einmalige Maßnahme. Die Aufrechterhaltung der Zertifikate erfordert interne Audits, Managementbewertungen, die Überwachung der Wirksamkeit von Prozessen sowie regelmäßige unabhängige Überwachungsaudits.

• Einfachere Zusammenarbeit in regulierten Branchen

Diese Zertifizierungen sind insbesondere für Unternehmen in den Bereichen Energie, Industrie und Infrastruktur relevant. In diesen Branchen sind Anforderungen an Qualität, Informationssicherheit, Lieferantenkontrolle und Risikomanagement häufig ein fester Bestandteil von Beschaffungsprozessen und der Projektabwicklung.

• Mehr Transparenz und Glaubwürdigkeit

Von einer unabhängigen Zertifizierungsstelle ausgestellte Zertifikate bieten eine externe Bestätigung dafür, dass die Prozesse der ConnectPoint GmbH auf ihre Konformität mit den Anforderungen international anerkannter Normen geprüft wurden.

Qualität und Sicherheit nun formal verankert

Mit der Einführung dieser beiden Managementsysteme bei der ConnectPoint GmbH werden Standards formalisiert, die bereits zuvor bei der Erbringung unserer Dienstleistungen angewendet wurden. Um die Konformität mit den Anforderungen nachzuweisen und die ISO-Zertifizierungen zu erhalten, hat das Unternehmen mehrere zentrale Bereiche koordiniert. Dazu gehörten unter anderem die Strukturierung der Dokumentation, die Definition von Verantwortlichkeiten, die Durchführung von Risikobewertungen, die Überprüfung von Sicherheitsmaßnahmen, die Standardisierung der Leistungserbringung sowie die Vorbereitung der Organisation auf die Audits.

Der Erhalt dieser Zertifizierungen stellt nicht das Ende des kontinuierlichen Verbesserungsprozesses bei der ConnectPoint GmbH und den weiteren ConnectPoint-Unternehmen dar. Vielmehr ist er ein weiterer wichtiger Schritt, um kontinuierlich zu verbessern, wie wir Lösungen konzipieren, Projekte umsetzen und die Informationen unserer Kunden schützen.

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AVEVA PI System für Datenkontext

Das AVEVA PI System ist eine etablierte Technologie zur Erfassung, Verwaltung und Analyse von Echtzeitdaten in Industrien. Es ermöglicht Unternehmen, Datenkontext aufzubauen und Erkenntnisse zu gewinnen, die Wachstum fördern, Prozesse optimieren und fundierte Entscheidungen unterstützen. Im Folgenden wird das AVEVA PI System näher betrachtet – mit seinen Funktionen, Vorteilen und möglichen Einschränkungen.

Das PI System ist darauf ausgelegt, Daten aus unterschiedlichen Quellen – etwa Sensoren, Maschinen und Geräten – zu sammeln und in einem zentralen Repository zu organisieren. Dadurch können Unternehmen ihre Betriebsabläufe in Echtzeit überwachen und Probleme sofort erkennen. Zudem können komplexe Analysen auf den erfassten Daten durchgeführt werden, um Erkenntnisse zu gewinnen, die Stillstände reduzieren, die Produktivität steigern und Prozesse optimieren.

Das System ermöglicht es, Daten zu sammeln, zu analysieren und in einen Kontext zu setzen. Dies versetzt Unternehmen in die Lage die Beziehungen zwischen verschiedenen Datenpunkten zu verstehen und deren gegenseitige Einflüsse nachzuvollziehen. Besonders in industriellen Umgebungen mit vielen beweglichen Teilen ist dies hilfreich, da es oft schwierig ist, die eigentliche Ursache eines Problems zu identifizieren.

Ein weiterer Vorteil des PI Systems ist seine Skalierbarkeit. Je nach Bedarf lässt es sich problemlos erweitern oder reduzieren. Unternehmen können klein starten und das System nach und nach ausbauen. Zudem verfügt das AVEVA PI System über zahlreiche Konnektoren, wodurch es sich leicht in andere Technologien und Systeme integrieren lässt. So kann es nahtlos in die bestehende IT-Landschaft eingebettet werden, ohne dass größere Änderungen an der Infrastruktur erforderlich sind.

Allerdings hat auch das AVEVA PI System mögliche Einschränkungen, die Unternehmen berücksichtigen sollten. Eine davon sind die begrenzten Datenmodellierungsfähigkeiten. Zwar ist das System hervorragend im Umgang mit Zeitreihendaten – die in der Industrie sehr verbreitet sind –, doch für komplexere Modellierungen mit nichtlinear korrelierten Daten ist es weniger geeignet. Dies kann die Möglichkeiten für fortgeschrittene Analysen oder Modellierungen einschränken.

Ein weiteres Limit sind die eingeschränkten Machine-Learning-Funktionen. Das System unterstützt nicht alle modernen Algorithmen oder Deep-Learning-Modelle, wodurch anspruchsvollere Analysen schwierig werden. Dies kann für Unternehmen, die solche Methoden nutzen wollen, ein Nachteil sein.

Darüber hinaus kann das System Einschränkungen hinsichtlich der Integration mit anderen Datenanalyseplattformen aufweisen. Dies kann es erschweren, Daten aus mehreren Quellen zu kombinieren oder unterschiedliche Analysetools in Verbindung mit dem PI-System zu nutzen. Infolgedessen benötigen Organisationen möglicherweise Unterstützung, um einen vollständigen Überblick über alle Daten in einer industriellen Umgebung zu erhalten, was den Nutzen des Systems potenziell einschränken kann.

Smart RDM für Data Science

Die Smart RDM Plattform ist eine ideale Ergänzung zum AVEVA PI System, da sie den Funktionsumfang für Datenanalysen erheblich erweitert. Die Plattform umfasst ein umfassendes Analysemodul, das autorisierten Endanwendern die effiziente Verwaltung von ETL-Prozessen und Analysen ermöglicht. Zu den wichtigsten Funktionen gehören die Verwaltung verfügbarer Algorithmen, die Ausführung von Analysen mit frei konfigurierbaren Parametern sowie die Definition des Ausführungskontexts in Bezug auf Elemente im AF-Tree der Ressourcen. Zusätzlich sorgt ein auf Kubernetes basierender Skalierungsmechanismus dafür, dass jede Analyse in einer isolierten Umgebung läuft und keine Interferenzen mit anderen Skripten entstehen.

Ferner unterstützt die Smart RDM Plattform die Parallelisierung von Berechnungen, sodass mehrere Teilaufgaben gleichzeitig auf verschiedenen PODs ausgeführt werden können. Dies reduziert die Gesamtlaufzeit erheblich. Für groß angelegte Analysen bietet die Plattform eine Job-Scheduling-Funktion, die sicherstellt, dass die Ergebnisse einer Analyse als Eingabedaten für die nächste genutzt werden können.

Die Plattform unterstützt unterschiedliche Datenexport- und Austauschmethoden, je nach Analyseziel und Eingabedaten. Dazu gehören:

• direkte Integration mit PI AF oder Parquet-Dateien über die Python-Skriptschnittstelle,
• direkte Integration mit SQL oder DataLake,
• sowie ETL-Prozesse über SSIS-Pakete, die via Python-Skriptschnittstelle ausgelöst werden.

Direkte Integrationen werden vor allem für Analysen mit PI AF- oder SQL-Strukturen genutzt, während ETL-Prozesse vor allem zur Datenaufbereitung für Business-Reporting dienen.

Zudem kann die Smart RDM Plattform mit Azure-Cloud-Diensten wie Azure Synapse integriert werden, um komplexe Daten-Workflows zu orchestrieren und Transformationen im großen Maßstab durchzuführen. Analyseergebnisse können zurück in das PI System geschrieben und in PI Vision Dashboards visualisiert oder über externe Reporting-Tools wie MS Power BI, MS Reporting Services, Grafana oder Tableau bereitgestellt werden. Dank dieser Flexibilität bietet Smart RDM einen ganzheitlichen Blick auf alle Daten in einer industriellen Umgebung und kombiniert dabei die Vorteile der Azure Cloud.

Zusammenfassung

Das AVEVA PI System ist eine führende Technologie zur Erfassung, Verwaltung und Analyse von Echtzeitdaten in Industrien. Es ermöglicht den Aufbau von Datenkontext, liefert wertvolle Einblicke, optimiert Prozesse und bietet Skalierbarkeit. Potentielle Einschränkungen bei Datenmodellierung, Machine Learning und Integration mit anderen Analyseplattformen können durch die Ergänzung mit der Smart RDM Plattform behoben werden.

Die Smart RDM Plattform erweitert die Möglichkeiten des AVEVA PI System, bietet effiziente Funktionen für ETL-Prozesse, Analysen und Parallelisierung von Berechnungen. Zudem stellt sie verschiedene Ansätze für den Datenexport und -austausch bereit. Damit ist Smart RDM ein vielseitiges Werkzeug, das Unternehmen einen umfassenden Überblick über ihre Datenlandschaft verschafft und gleichzeitig die Leistungsfähigkeit der Azure Cloud nutzt.

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Das Jahr 2021 – insbesondere der Beginn der Heizsaison im Herbst – brachte einen deutlichen Anstieg der Preise für Wärme, Strom und fossile Brennstoffe mit sich. Darunter waren auch die Energieträger Kohle und Erdgas, die in Polen am häufigsten zur Beheizung von Wohnhäusern eingesetzten werden. Diese Situation hat sich durch die Aggression Russlands gegen die Ukraine noch weiter verschärft.

Ein erheblicher Anstieg der Brennstoffpreise auf dem Markt und ihr tatsächliches Defizit, verursacht durch das notwendige Embargo auf Kohle und die Umleitung der Erdgaslieferungen, treiben in besonderem Maße die Energie- und Wärmeeinsparung sowie die umfassende Nutzung der Eigenerzeugung aus erneuerbaren Energien (EE) voran.

Einfluss erneuerbarer Energien auf Wärmeeinsparungen

In den Jahren 2020 und 2021 hat sich der Photovoltaiksektor – insbesondere die prosumorientierte Photovoltaik – sehr dynamisch entwickelt. Ähnlich bemerkenswert ist die Dynamik in der Wärmepumpenbranche. Diese Technologien ermöglichen den Ausstieg aus fossilen Brennstoffen und die effektive Nutzung von EE-Strom zur Beheizung von Wohnhäusern und anderen Gebäuden.
Das Problem liegt jedoch in der Instabilität der EE-Quellen und im Fall der Photovoltaik in den abweichenden jährlichen und täglichen Erzeugungsprofilen im Vergleich zum Wärmebedarf in Gebäuden. Dies macht es notwendig, überschüssige Solarenergie zu speichern, um sie zu anderen Tages- oder Jahreszeiten nutzen zu können.

Darüber hinaus führt der Zustand des Niederspannungsnetzes in vielen Regionen des Landes bereits zu Überproduktion aus EE und zur Abschaltung von Photovoltaik-Wechselrichtern. Das Fehlen alternativer Nutzungsmöglichkeiten dieser Energie verursacht sowohl Verluste potenzieller Vorteile für die Betreiber von EE-Anlagen als auch den Verlust ökologisch erzeugter Energie.

Während die Speicherung von Strom kontinuierlich weiterentwickelt wird, ist sie noch immer relativ teuer. Der Preis ist vor allem für individuelle Anwendungen in Einfamilienhäusern nicht tragfähig – umso wichtiger ist es, Systeme zur Wärme- oder Kälteerzeugung mit erneuerbaren Energien zu kombinieren. Überschüssige elektrische Energie kann in Wärme umgewandelt und als solche gespeichert werden.

Die Technologie zur Speicherung von Wärme und Kälte ist seit vielen Jahren bekannt und erforscht. In Polen werden seit Jahren große Wärmespeicher in kommunalen und industriellen Heizsystemen eingesetzt. Es fehlt jedoch an weit verbreiteten, erprobten und vor allem kostengünstigen Speichermöglichkeiten im Kleinstmaßstab. Geräte und Systeme, die speziell für Einfamilienhäuser, kleine Büros oder Gewerbe- und öffentliche Gebäude entwickelt wurden, sind kaum vorhanden.

Es ist wichtig zu beachten, dass Wärme den größten Anteil am Energieverbrauch in Haushalten ausmacht (größer als Strom). Daher ist es umso wichtiger, Einsparungen im Bereich der Gebäudeheizung und Warmwasserbereitung zu suchen und die Nutzung erneuerbarer Energien für diese Zwecke zu maximieren.

ConnectPoint-Forschungs- und Entwicklungsprojekt

Um diesen Bedürfnissen gerecht zu werden und die Situation auf dem Energiemarkt richtig zu analysieren, startete das Nationale Zentrum für Forschung und Entwicklung (NCBiR) im Jahr 2021 ein neues Forschungs- und Entwicklungsprogramm „Wärme- und Kältespeicherung“. Wie bereits berichtet, ist ConnectPoint eines von mehreren Unternehmen, die im Auftrag des NCBiR F&E-Arbeiten durchführen.

Sowohl die Wettbewerbsanforderungen, die vom NCBiR festgelegten Projektbedingungen, die Ziele als auch unsere eigenen Ambitionen machen den Projekterfolg anspruchsvoll. Es geht schließlich nicht nur um irgendeine Idee, sondern um ein Konzept, ein Design und den Bau eines kompletten Prototypsystems, das kommerzialisiert werden kann und Bewohnern bzw. Gebäudeeigentümern einen Nutzen bringt.

Das technologische Ziel besteht darin, den Betrieb eines optimalen Systems zu identifizieren, zu modellieren und zu überprüfen, dessen Hauptkomponenten Wärmespeicher, Kältespeicher, ein erneuerbares Energiesystem und eine Wärmepumpe sind. Das wirtschaftliche und ökologische Ziel ist es, einen Plan vorzuschlagen, der den Gebäudeeigentümer von externen Energiequellen unabhängig macht.

Die Idee des Programms, das wir im Auftrag des NCBiR durchführen, wird in folgendem polnischsprachigen Video klar erläutert:

Das Projekt „Wärme- und Kältespeicherung“ bietet uns die Möglichkeit, unsere Erfahrungen aus Optimierungsprojekten für den Heiz- und Energiesektor, die wir in den letzten Jahren durchgeführt haben, auf ein neues Gebiet zu übertragen.

Die Umsetzung dieser Förderung gibt uns die einmalige Gelegenheit, die Idee der Energieeinsparung – unterstützt durch unsere IT-Lösungen und Produkte – in einen spannenden Prototyp zu verwandeln, der IT mit klassischem Ingenieurwesen verbindet. Außerdem können wir uns dadurch noch aktiver an der Diskussion über nachhaltige Infrastrukturen und die Rolle der Technologie in diesem Transformationsprozess beteiligen.

Angesichts des bereits fortgeschrittenen Stadiums der Konzeptarbeiten sind wir überzeugt, dass die Endphase des Projekts sehr interessant sein wird. Wir freuen uns bereits jetzt auf die Ergebnisse der Arbeit unseres Teams!

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Smart RDM – Version 1.0

Ursprünglich wurde Smart RDM als Antwort auf die Anforderungen eines unserer Kunden entwickelt, der vor der Herausforderung stand, viele verschiedene Berichte aus unterschiedlichen Systemen und Anwendungen zu verwalten. Wir fanden einen Weg, den Prozess zu optimieren und alle Berichte an einem Ort zusammenzuführen. Wo immer es möglich war, nutzten wir APIs oder entwickelten individuelle Konnektoren oder Skripte, um Daten aus verschiedenen Systemen zu extrahieren und in das Reporting-Tool Smart-RDM einzuspeisen.

Smart RDM ist integriert mit Microsoft BI, SSRS, Tableau, Grafana, Google Drive, Google Storage, Microsoft OneDrive und weiteren Plattformen.

Eine natürliche Folge dieser Aktivitäten war die Entwicklung eines Big-Data- und Analyse-Management-Moduls zur Unterstützung von ETL-Prozessen in Unternehmen. Bereits zu diesem Zeitpunkt konnten wir eine fortschrittliche Datenmanagement-Plattform anbieten, die Daten in einer Umgebung sammelt und vereinheitlicht, Analysen zeitgesteuert ausführt und gleichzeitig den Zugriff auf Berichte ermöglicht.

Smart RDM – Version 2.0

Mit der wachsenden Anzahl von Kunden, die die Smart RDM-Plattform nutzten, traten neue Herausforderungen auf. Unsere Kunden benötigten Zugriff auf alle Produktionsdaten in einer Webanwendung mit der Möglichkeit, Daten für Reportingzwecke zu korrigieren und zu ergänzen. Unsere Kunden wollten mehr als nur eine Excel-Tabelle – sie wünschten sich zudem einen effizienten Datenaustausch mit dem Berichtssystem.

Um diesen Bedürfnissen gerecht zu werden, haben wir Integrationen mit OT-Systemen hinzugefügt, die es Industrieunternehmen ermöglichen, große Mengen an Echtzeitdaten aus verschiedenen Quellen zu sammeln, zu verwalten und zu analysieren, um den Zugang zu Produktionsdaten und Reporting-Tools zu zentralisieren.

Durch die Integration mit AVEVA PI (ehemals OSISoft PI) erhielt Smart RDM drei neue Module:

• Datenmanagement und Validierung für Berichte,
• Prozessüberwachung und Visualisierungen,
• Alarme und Ereignisse.

Innerhalb dieser Module haben wir folgende Funktionen entwickelt:

• Datenverwaltung über Webformulare: Nutzer können Daten ergänzen, Fehler korrigieren oder Kommentare eingeben. Zudem wurde ein Workflow für die Freigabe und Veröffentlichung von Daten implementiert, der ein Berechtigungsmodell berücksichtigt. Auf dieser Basis generiert das System automatisch korrekte Berichte und versendet sie an die entsprechenden Empfänger. Eine Artikelreihe über Formulare in Smart RDM finden Sie in unserem Blog.
• Lösung zur komfortablen Navigation durch PI-Vision-Dashboards, die Daten aus mehreren Quellen präsentieren. Diese Funktion ermöglicht es den Anwendern, Prozesse und Abläufe in Echtzeit im Zusammenhang mit den in Webformularen dargestellten Daten zu überwachen.
• Funktionskombination für das Ereignismanagement: Erfassen, Speichern, Suchen, Vergleichen und Analysieren wichtiger Ereignisse, einschließlich Benachrichtigungen in Echtzeit über kritische Zustände, Benutzeraktionen im Rahmen vordefinierter Workflows, Bearbeitung ereignisbezogener Daten, Hinzufügen von Dateianhängen, Ereignisaufteilung sowie Historie der Änderungen.

Darüber hinaus haben wir einen Operator-Kontext eingeführt, der die dem Nutzer verfügbaren Informationen (Visualisierungen, AF-Formulare, Ereignisse) auf die ausgewählten Ressourcen beschränkt. Gleichzeitig wird der Benutzer, der sich bei einer Ressource anmeldet, in den Attributen dieser Ressource als Schicht-Operator erfasst, was als Grundlage für spätere Berichte über Benutzer in Schichten und Maschinenfunktionen dienen kann.

Für Kunden, die alle Informationen über geplante Stillstandszeiten zentralisieren möchten, haben wir ein CMMS-Modul implementiert. Dieses unterstützt das Instandhaltungsmanagement, indem es sämtliche Wartungsinformationen zentralisiert und hilft, die Nutzung und Verfügbarkeit physischer Betriebsmittel wie Anlageninfrastrukturen und anderer Assets zu optimieren.

Alle Daten an einem Ort! Diese Daten können einer erweiterten Analyse unterzogen werden, z. B. zur Berechnung eines Digital Twin, zur Bestimmung verschiedener KPIs oder zur Generierung von Berichten, die über das Reporting-Modul zugänglich sind.

Smart RDM – Version 3.0

Da Unternehmen heute Data Science benötigen, um die riesigen Datenmengen sinnvoll zu nutzen und daraus Erkenntnisse für die Verbesserung ihrer Produkte, Dienstleistungen und ihrer gesamten Geschäftsentwicklung zu gewinnen, haben wir begonnen, das Big-Data- und Analyse-Management-Modul von Smart RDM weiter auszubauen. Ziel ist es, wertvolle Einblicke zu liefern, die Unternehmen bei besseren Entscheidungen unterstützen. Durch die Analyse von Daten aus verschiedenen Quellen lassen sich Muster und Trends erkennen, die Mitarbeitern möglicherweise nicht sofort auffallen.

In naher Zukunft planen wir, die Art und Weise zu ändern, wie Analysen in Smart RDM definiert werden, und den Anwendern mehr Kontrolle über die durchgeführten Berechnungen zu geben. Dies umfasst:

• Aufteilung der Berechnungen in kleinere Aufgaben, die unabhängig und parallel ausgeführt werden können,
• Verteilung der Rechenlast auf mehrere Knoten im Kubernetes-Cluster,
• Überwachung und Verwaltung der Berechnungen, einschließlich dynamischem Skalieren der Replikate basierend auf der Ressourcenauslastung.

Kontaktieren Sie uns für weitere Informationen.

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Stadtwerke verfügen über eine umfangreiche Menge an Daten aus dem täglichen Verhalten und den Bedürfnissen ihrer Kunden sowie aus dem Betrieb der städtischen Infrastruktur. Sie sind ein vertrauenswürdiger Partner, um diese Daten zu nutzen und das Leben von Verbrauchern und Unternehmen effizienter, komfortabler und umweltfreundlicher zu gestalten. In Zeiten der Energiekrise und der dringenden Notwendigkeit, sich von Energiequellen aus Russland zu lösen, ist es entscheidend, die verfügbaren Ressourcen und Produktionsmittel so effizient wie möglich einzusetzen und zugleich die Gewohnheiten der Kunden in die richtige Richtung zu lenken.

Gleichzeitig halten neue Technologien Einzug in die Stadtwerke. Die Verfügbarkeit innovativer Lösungen in Kombination mit kostengünstigen Geräten macht die Digitalisierung zu einem attraktiven Weg, Städte zu dekarbonisieren und den Lebenskomfort zu steigern. Die Digitalisierung bietet den Versorgungsunternehmen die Möglichkeit, ihre Angebote flexibel an die Erwartungen der Kunden von heute und morgen anzupassen. Diese Flexibilität ist entscheidend in einer Welt, die sich rasant verändert.

Leider können immer mehr Stadtwerke die Kundenerwartungen nicht erfüllen. Sie verlieren Kunden an dynamisch wachsende Anbieter, die attraktivere Angebote schaffen. Der wichtigste Wettbewerbsvorteil dieser neuen Marktteilnehmer liegt in ihrer Fähigkeit, technisch innovative Produkte und Dienstleistungen schnell auf den Markt zu bringen.

Wie entwickelt man eine Digitalstrategie, um diese Chancen optimal zu nutzen?

Die ConnectPoint unterstützt den Digitalisierungsprozess in der Industrie, im Energiesektor und im Bereich der öffentlichen Versorgungsunternehmen. Unsere Kunden reichen von großen multinationalen Unternehmen (RWE) bis hin zu lokalen Energie-, Wasser- und Wärmeversorgern (Stadtwerke Leipzig, Veolia Warschau). Unser erprobter Ansatz lässt sich in Form einer Pyramide darstellen.

Die Basis bildet ein Central Data Repository (CDR). Es stellt strukturierte Daten für die weitere Nutzung bereit. Vor allem ermöglicht es die gemeinsame Nutzung von Informationen und Funktionen innerhalb der gesamten Organisation und integriert bisher isolierte IT-Systeme. Im CDR sammeln und verwalten wir Daten aus dem operativen Betrieb (SCADA, IoT, Sensoren), Marktdaten und Geschäftsdaten und versehen Prozesse mit einem Datenkontext. Das CDR ermöglicht es uns, Daten in wirklich großem Maßstab zu verwalten und zu analysieren.

Auf dem CDR bauen wir digitale Services auf – beginnend mit Echtzeit-Monitoring. Danach erweitern wir diese um automatische Berichte und schließlich um fortgeschrittene Analysen und Optimierungen.

Die Inspiration für Ihre digitale Reise kann eine Vision der Veränderungen sein, die künstliche Intelligenz in Ihren Prozessen anstoßen kann – in der Produktion, Distribution und im Kundenservice. Gleichzeitig gilt: Nur mit soliden Fundamenten lassen sich fortgeschrittene Technologien wie Predictive Maintenance, Digital Twin oder eine verlässliche Produktionsprognose erfolgreich einführen.

Mit gut aufbereiteten Echtzeitdaten können Sie von diesen Technologien in verschiedenen Bereichen Ihres Unternehmens profitieren:

• Optimierung der Wasserversorgung,
• Prognose des Energieverbrauchs oder der -produktion für die nächsten Tage,
• Steigerung der Energieeffizienz Ihrer Abläufe,
• Kontinuierliche Überwachung und Beeinflussung des Verbraucherverhaltens.

Sie wählen Ihre Prioritäten – wir liefern die passenden Algorithmen, die Ihre individuellen Bedürfnisse erfüllen. Unser Team aus Fachspezialisten, Projektmanagern und technischen Experten unterstützt Sie auf der gesamten Reise: von der Datenquellenanalyse bis zur Implementierung fortschrittlicher Analytik.

Die Digitalisierungsreise der Stadtwerke Leipzig

Die Stadtwerke Leipzig zählen zu den Unternehmen, die den gesamten Digitalisierungsprozess zusammen mit uns als technischem Partner gegangen sind. Mit unserer Hilfe wurden die Stadtwerke Leipzig innerhalb von nur 24 Monaten zu einer digitalen Organisation.

Heute können die Stadtwerke Leipzig von sich behaupten, eines der modernsten Unternehmen dieser Art in Deutschland zu sein. Gemeinsam entwickelten wir eine Infrastruktur (technisch und konzeptionell), die neue Funktionalitäten ermöglicht und die Einführung neuer Produkte in bisher unerreichter Zeit und zu optimierten Kosten erlaubt. Der Fokus liegt nun auf gemeinsamer F&E-Arbeit, um nachhaltige Innovationen für die Stadt umzusetzen. Derzeit arbeiten wir an einer IT-gestützten Lösung, die Wärmeversorgung tiefgreifend zu optimieren, um den Einsatz von Erdgas so weit wie möglich zu reduzieren.

„ConnectPoint war unsere erste Wahl für den Aufbau unserer flexiblen digitalen Plattform. Sie beherrschen die neuesten Technologien, die wir in unserem Stadtwerke-Umfeld benötigen. In gemeinsamen Teams treiben wir die Digitalisierung unserer verschiedenen Dienstleistungen in Leipzig voran. Dank ihrer Branchenexpertise verfügen sie zudem über ein tiefes Verständnis vieler Bereiche der Stadtwerke. Sie können passgenaue Lösungen empfehlen und diese dann gemeinsam mit uns umsetzen. Ich schätze die professionelle wie auch kollegiale Zusammenarbeit mit ConnectPoint und ihre Zuverlässigkeit bei der termingerechten Projektumsetzung.“
– Uwe Fisher, Bereichsleiter IT, Stadtwerke Leipzig

Technische Partnerschaft mit ConnectPoint

Unsere Mission ist es, Organisationen eine Single Source of Truth über ihre Infrastruktur bereitzustellen. Wir schaffen die vertrauenswürdige operative Datenschicht, die unsere Kunden für eine erfolgreiche Digitalisierung benötigen. Dieses System umfasst Echtzeit-Monitoring und die Automatisierung verbreiteter Berichte in der Organisation wie Schichtberichte oder Produktions- und Verkaufsanalysen.

Die Implementierung hat zum Ziel, Prozesse transparent zu machen, Doppelarbeit zu eliminieren, Werkzeuge und Analysen für weitere Optimierungen bereitzustellen und klare Ziele für die Zukunft zu definieren.

Mehr über unsere Projekte mit Stadtwerken erfahren Sie auf unserer Implementierungsseite. Wir laden Sie ein, kontaktieren Sie uns. Vereinbaren Sie einfach einen Termin über das Formular auf unserer Website.

Der Artikel wurde ursprünglich auf Polnisch in „Kierunek Energetyka“ veröffentlicht.

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Der Bedarf

Der technologische Fortschritt und die weitverbreitete Verfügbarkeit digitaler Systeme haben zur Entstehung riesiger Datenmengen geführt. Diese Daten können analysiert und genutzt werden, um die Unternehmensleistung zu verbessern, neue Chancen zu erkennen und fundierte Entscheidungen zu treffen. Echtzeit-Datenerfassung und -analyse ermöglichen es Unternehmen, diese Daten sofort nach ihrer Generierung zu nutzen und so schnell auf veränderte Marktbedingungen und Kundenbedürfnisse zu reagieren.

In Branchen, in denen schnelle Entscheidungen erforderlich sind – wie Produktion und Fertigung – sind Echtzeit-Datenerfassung und -analyse unverzichtbar. Sie helfen, die betriebliche Effizienz zu steigern, Kosten zu senken und einen besseren Kundenservice zu bieten. Darüber hinaus können Unternehmen durch die Analyse von Kundendaten in Echtzeit Bedürfnisse und Präferenzen identifizieren, um schnell auf Anfragen oder Beschwerden zu reagieren.

Die Lösung

Smart RDM steht für Real-time Data Mining im modernen Produktionsunternehmen. Es handelt sich um ein Konzept, das den Einsatz von Technologie und Datenmanagement-Praktiken umfasst, um Daten effektiv zu organisieren, zu validieren und zu nutzen. Ziel von Smart RDM ist es, Informationen zugänglicher, vertrauenswürdiger und nutzbarer für die Optimierung von Geschäftsprozessen zu machen.

Um dieses Ziel zu erreichen, ist Smart RDM in sechs Module gegliedert: Reports, Datenmanagement und Validierung, Prozessüberwachung und Visualisierungen, Alarme und Ereignisse, CMMS sowie Big Data und Analysemanagement.

• Das Modul Reports bietet den Benutzern Zugriff auf Berichte, die auf den in anderen Smart-RDM-Modulen verwalteten oder in externen Systemen verarbeiteten Daten basieren. Der Benutzer erhält Zugriff auf unterschiedliche Informationen, die der Administrator bereitstellt, darunter Datei-Reports, Ordner-Reports (z. B. Netzlaufwerk, Google Drive, OneDrive), Grafana, Tableau, Microsoft Power BI und MS Reporting Services. Smart RDM unterstützt das Anzeigen, Drucken und Exportieren von Berichten sowie Abonnementdienste und Benachrichtigungen über Änderungen im Bericht.
• Das Modul Datenmanagement und Validierung setzt eine AVEVA-PI-Datenstruktur voraus. Es gewährleistet die Qualität und Genauigkeit der gesammelten oder automatisch berechneten Daten. Auf Basis eines vordefinierten Formulars erhält der Benutzer eine Berichtsvorlage mit Daten aus Quellsystemen. Die Daten können in diesem Schritt überprüft, korrigiert und freigegeben werden. Alle Änderungen werden protokolliert. Freigegebene Daten können als PDF-Bericht veröffentlicht werden.
• Das Modul Prozessüberwachung und Visualisierungen setzt ebenfalls eine AVEVA-PI-Datenstruktur voraus. Es ermöglicht die Darstellung von Daten in Echtzeit in Form interaktiver Diagramme und Charts. Damit können verschiedene Datentypen überwacht werden, z. B. Sensordaten, Wetterdaten oder Finanzdaten. Dieses Modul ist entscheidend für Unternehmen, die ihre Prozesse optimieren und wettbewerbsfähig bleiben wollen.
• Das Modul Alarme und Ereignisse basiert auf einer AVEVA-PI-Datenstruktur. Es kombiniert leistungsstarke Funktionen, um wichtige Ereignisse automatisch auf Basis bestimmter Bedingungen der in Echtzeit erfassten Daten zu erfassen, zu speichern, zu finden, zu vergleichen und zu analysieren. Smart RDM ermöglicht u. a. Echtzeit-Benachrichtigungen über Systemzustände, die besondere Aufmerksamkeit erfordern, Benutzeraktionen im Rahmen vordefinierter Workflows, Bearbeitung ereignisbezogener Daten, Hinzufügen von Dateianhängen, Aufteilung von Ereignissen sowie die lückenlose Bearbeitungshistorie.
• Das CMMS-Modul (Computerized Maintenance Management System) dient zur Erfassung und Verwaltung benutzerdefinierter Ereignisse im Zusammenhang mit Instandhaltungsmaßnahmen. Ziel ist die Steigerung der Instandhaltungseffizienz, die Reduzierung von Stillständen und Wartungskosten sowie die Bereitstellung zuverlässiger Daten zur Wartungshistorie von Anlagen. Smart RDM unterstützt Benachrichtigungen, Benutzeraktionen gemäß vordefiniertem Workflow, Bearbeitung ereignisbezogener Daten, Anhänge, Ereignisaufteilung und Bearbeitungshistorie.
• Das Modul Big Data und Analysemanagement ermöglicht es autorisierten Endbenutzern, Analysen und ETL-Prozesse zu verwalten.

Zentrale Funktionen sind:

• Verwaltung der für Benutzer verfügbaren Algorithmen (einschließlich Definition von Standard-Laufzeitparametern),
• Ausführung von Algorithmen mit der Möglichkeit zur Anpassung der Standard-Laufzeitparameter – ad hoc oder geplant,
• Konfiguration des Startkontexts in Bezug auf zugehörige Elemente im Asset-Baum (Integration mit PI Asset Framework),
• Verknüpfung der Ergebnisse von Algorithmen mit spezifischen Berichtselementen oder KPIs sowie Überwachung des Ausführungsstatus.

Die in den Modulen Ereignisse, CMMS oder Big Data und Analysemanagement erfassten Daten können für die Erstellung von Berichten im Modul Reports genutzt werden, um Einblicke in die Unternehmensleistung zu gewinnen und den Entscheidungsprozess zur Optimierung von Geschäftsprozessen zu unterstützen.

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Unser Smart RDM integriert sich perfekt in das PI System und ergänzt dessen Funktionalität, um eine einheitliche Plattform für die gesamte Produktionssteuerung zu schaffen: von der Planung über die Überwachung bis hin zu Reporting und Analyse.

Grundlagen der Systemintegration

Analysiert man die API-Struktur des PI Systems, könnte man den Eindruck gewinnen, es handle sich um einen PI System Explorer ohne grafische Benutzeroberfläche (GUI). Doch stimmt das wirklich? Auf der Plattform Smart RDM sind wir einen Schritt weiter gegangen und haben eine breite Palette zusätzlicher Funktionen genutzt, die die API bietet. Dafür haben wir einen dedizierten Service entwickelt, der die Kommunikation mit dem PI System nutzt.

Dieser Service ermöglicht dem Benutzer den Zugriff über einen Webbrowser auf die zuvor erstellte, strukturierte Datenorganisation in Form eines Baumes. Die Sicherheit wird durch die Verwaltung des Zugriffs durch den Systemadministrator und Active-Directory-Gruppen gewährleistet.

Die Authentifizierung der Kommunikation erfolgt über das Kerberos-Protokoll, eine der Authentifizierungsmethoden des PI Asset Framework Servers.

Effizientes Prozessdaten-Management

Smart RDM ist unter anderem ein Datenmanagement-Tool, das es ermöglicht, Fehler aus Automatisierungssystemen zu korrigieren, manuell erfasste Daten zu ergänzen und die Daten umfassend auf ihre Richtigkeit zu prüfen.

Über die vom API angebotenen Controller und Funktionen erlaubt Smart RDM die Eingabe von Daten in das PI System direkt über den Webbrowser. Benutzer nutzen dazu vorbereitete Formulare mit Elementen, die für das weitere Reporting organisiert sind.

Erfahrene PI-System-Nutzer wissen, dass die Dateneingabe auch über den PI System Explorer oder die PI System Management Tools möglich ist. Das ist korrekt, jedoch mit Einschränkungen. Unsere Erfahrung zeigt, dass das Eingeben großer Datenmengen über die eingebauten Tools viele Stunden mühsamer Arbeit bedeutet, da Zeitstempel und einzelne Werte manuell den Attributen zugeordnet werden müssen. Zudem sind nicht alle Daten über Schnittstellen aus den Quellsystemen abrufbar.

Mit Smart RDM können Benutzer ganze Datensätze gleichzeitig korrigieren oder eingeben, z. B. durch Kopieren mehrerer Werte aus Tabellenkalkulationen in die Anwendung. Die Bedienoberfläche im Browser ist so gestaltet, dass sie den bereits gewohnten Tools der Nutzer ähnelt. Die eingegebenen Daten werden automatisch im PI System gespeichert.

Die Formulare zur Datenverwaltung ermöglichen zudem das Löschen von Daten aus dem PI System – sowohl einzelner Werte als auch kompletter Datensätze eines Elements zu einem bestimmten Zeitpunkt.

Big Data statt ACE

Die Nachricht, dass die Unterstützung und Weiterentwicklung der PI Advanced Computing Engine (PI ACE) eingestellt wurde, hat viele Unternehmen verunsichert. Zahlreiche Organisationen basierten einen großen Teil ihrer erweiterten Berechnungen auf dieser Komponente.

In Gesprächen mit Kunden aus verschiedenen Branchen hörten wir oft, dass dies die Entwicklung und Einführung fortgeschrittener Analyse- und Berechnungsmethoden stark einschränken würde. Aufgrund der Bedürfnisse unserer Kunden haben wir daher ein Werkzeug entwickelt, das ihre neuen Anforderungen im Bereich der Advanced Analytics erfüllt.

Design, Entwicklung, Test, Wartung und Weiterentwicklung – all das gehört im IT-Bereich zum Standardprozess. Warum also nicht auch diesen bewährten Ansatz auf die Analyse von Betriebsdaten im PI System anwenden? Dazu braucht es jedoch eine weitere Zutat: die Integration mit der universellen Sprache der Datenanalyse – Python.

Python bietet unzählige Bibliotheken für Datenverarbeitung, Prognosen und komplexe Berechnungen. Zudem gilt es als eine der am leichtesten erlernbaren Programmiersprachen. Deshalb haben wir im Big Data Modul von Smart RDM das PI System mit Python-Skripting-Funktionen integriert.

Dieses Modul ermöglicht es, mehrere Python-Algorithmen parallel auszuführen, wobei die Skalierungsmechanismen der Kubernetes-Umgebung genutzt werden. So kann Smart RDM automatisch die passenden Recheneinheiten („Pods“) bereitstellen, die an die jeweilige Komplexität der Berechnungen angepasst sind.

Als Datenquelle für die Analysen können nicht nur das PI System, sondern auch Cloud-Daten, Datenbanken oder andere Quellen verwendet werden. Das Big Data Modul kann in der Cloud installiert werden, um bei geringen Kosten ausreichende Rechenleistung bereitzustellen.

Die Analyseergebnisse können als Visualisierungen in PI Vision oder als automatisierte Reports dargestellt werden – etwa für Vorhersagen, Optimierungen oder Anomalieerkennung. Die erzeugten Daten werden mithilfe der Future Data Funktionalität zurück ins PI System geschrieben.

Der Benutzer kann Algorithmen einmalig ausführen oder Zeitpläne mit spezifischen Parametern erstellen. Diese Parameter ermöglichen eine enge Integration in die Baumstruktur des PI Asset Frameworks – etwa für die Analyse eines Geräts, einer Gruppe oder einer gesamten Einheit. Damit erhält der Kunde nahezu unbegrenzte Analysemöglichkeiten bei gleichzeitig einfacher Integration in das PI System.

Darüber hinaus kann das Modul zum Import und Export von Daten aus dem PI System genutzt werden. Über vorbereitete Skripte lässt sich der Datenaustausch effizient und kontrolliert anstoßen – manuell oder im Hintergrund.

Prozessvisualisierung

Für die Überwachung von Produktion und Prozessen ist der Zugang zu Echtzeitdaten entscheidend. Mit PI ProcessBook bot das PI System bereits eine Lösung für die grafische Darstellung einzelner Unternehmensbereiche. Mit der Zeit verlagerte sich der Fokus jedoch auf Webtechnologien, konkret auf PI Vision, das die Desktop-Lösung ablöste.

Ein unschlagbarer Vorteil von PI Vision ist der Zugriff von jedem netzwerkfähigen Gerät. AVEVA stellte zudem ein Migrationstool bereit, um bestehende ProcessBook-Screens nach PI Vision zu überführen.

Smart RDM ist als Webanwendung ebenfalls mobil zugänglich. Daher war es nur konsequent, PI-Vision-Ansichten direkt in die Plattform zu integrieren.

Die in Smart RDM eingebundenen PI-Vision-Bildschirme werden sicher und schreibgeschützt angezeigt, basierend auf den Nutzerrechten. Ein besonders wichtiges Feature ist die integrierte Kartenkomponente, die Echtzeitdaten auf einer Karte darstellt – und Smart RDM damit auch als Leitstand-Werkzeug nutzbar macht.

Auf Grundlage der PI-Asset-Framework-Struktur erstellt Smart RDM Dashboards mit aktuellen Betriebsparametern sowie branchenspezifischen Kennzahlen. Benutzer haben nach dem Login sofortigen Zugriff auf die in PI Vision vorbereiteten Ansichten.

Alarm- und Ereignismanagement

In jedem Unternehmen treten im Produktionsprozess unvorhergesehene Ereignisse auf. Unsere Kunden haben uns gezeigt, wie wichtig Sicherheit und Arbeitskontinuität sind. Daher haben wir in Smart RDM ein Ereignismodul entwickelt, das Alarme, Störungen oder Aufträge effizient verwaltet.

Das Modul arbeitet eng mit dem PI System zusammen. Autorisierte Nutzer definieren die Analysen, die Ereignisse erzeugen (z. B. Grenzwertüberschreitungen), sowie die Inhalte der Benachrichtigungen. So erhalten Mitarbeiter präzise Informationen, die eine gezielte und kostensparende Reaktion ermöglichen.

Die Standardmechanismen von PI-System decken meist nur die Grundanforderungen ab. Für Unternehmen, die ihre Abläufe optimieren wollen, reicht das nicht aus.

Mit Smart RDM können befugte Mitarbeiter Ereignisse vollständig verwalten: Sie weisen diese bestimmten Personen zu, ergänzen Kommentare, führen Ursachen-/Wirkungsanalysen durch, ändern Status oder korrigieren Ursprungsdaten.

Über die enge Integration in das PI System können Nutzer zwischen Ereignissen, Reports und Protokollen wechseln. Ereignisdaten werden in Echtzeit angezeigt, und Filterfunktionen erleichtern die Navigation.

So erweitert Smart RDM die Ereignisverwaltung zu einem vollwertigen Tool, das Visualisierungen, Berichte und Ereignismanagement in einer Anwendung vereint – für mehr Effizienz und vereinfachte Prozesse.

Reporting

Der letzte Schritt im Datenlebenszyklus ist die Erstellung von Berichten. Zwar verfügen Unternehmen über etablierte Reporting-Tools, doch erfolgt der Prozess häufig außerhalb des PI Systems.

Das Reporting-Modul von Smart RDM ermöglicht es, automatisch Reports aus den PI-Daten zu generieren, insbesondere auf Basis der PI-Asset-Framework-Struktur. Durch die Integration mit Power BI oder Tableau lassen sich interaktive Reports aus Produktionsdaten schnell und effizient erstellen.

Ein zentraler Vorteil ist, dass die gesamte Konfiguration der Reports im PI System liegt. Neue Knoten, Reporttypen oder Elemente werden ausschließlich dort eingerichtet – die Änderungen erscheinen sofort in Smart RDM, ohne weitere Anpassungen.

Häufig wird zur Aggregation von PI-Daten zusätzlich eine SQL-Datenbank eingesetzt. Über einen standardisierten Datenfeed ist eine schnelle und effiziente Integration gewährleistet.

Zusammenfassung

Smart RDM erweitert und optimiert die Nutzung des PI Systems erheblich. Es verbessert den Zugang zu Daten, beschleunigt Analysen und reduziert den Zeitaufwand für einzelne Aufgaben. Damit steigert Smart RDM die Effizienz dieses zentralen Systems und verringert den Verwaltungsaufwand für verstreute Informationen.

Im Überblick ermöglicht Smart RDM:

den Zugriff auf das PI System für reine Informationsnutzer zu beschränken,

das volle Potenzial des Asset Frameworks durch Reporting auszuschöpfen,

Daten in der PI-Datenbank zu korrigieren, zu vervollständigen, zu validieren und mit Kommentaren zu versehen – deutlich effizienter als bisher,

über die Integration mit PI Vision Reports und Übersichts-Screens online und sicher bereitzustellen.

Wir erzählen Ihnen gerne mehr darüber, wie Smart RDM auch ihr Unternehmen unterstützen kann. Kontaktieren Sie uns über diesen Link und lesen Sie unsere Case Studies.

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