Bently Nevada System 1 seit 20 Jahren: Über 10.000 aktive Nutzer weltweit

Bently Nevada feiert 20 Jahre System 1, die Plattform für Anlagenzustandsmanagement, die das Unternehmen im Jahr 2000 eingeführt hat. Das Unternehmen meldet weltweit mehr als 10.000 aktive Nutzer in den Bereichen Öl und Gas, Energieerzeugung und allgemeine Industrie, und sein Services-Team nutzt dieselbe Plattform, um Kundenmaschinen rund um die Uhr aus der Ferne zu analysieren. Das Jubiläum ist mehr als ein Marketing-Meilenstein: System 1 hat sich von einem vibrationszentrierten Überwachungswerkzeug zu einer anlagenweiten Datenplattform entwickelt, die heute Prozessdaten, Steuerungssystemdaten und drahtlose oder portable Messungen in einer einzigen Ansicht des Anlagenzustands zusammenführt. Für Anlagen, die System 1 bereits betreiben – und für alle, die sich noch auf eigenständige Vibrationserfassung verlassen –, lautet die nützliche Frage, was die Plattform heute leistet und was vor dem nächsten Upgrade-Zyklus überprüft werden sollte.

Kurzantwort: Was bedeutet 20 Jahre System 1 eigentlich?

Bently Nevada führte System 1 im Jahr 2000 als Plant Asset Management (PAM)-Plattform ein – Software, die darauf ausgelegt ist, die Gesundheit von Produktionsanlagen zu verwalten, nicht nur von rotierenden Maschinen. Zwanzig Jahre später veröffentlichte das Unternehmen eine Retrospektive, die den Umfang der Einführung bestätigte: mehr als 10.000 aktive Nutzer weltweit, mit Öl und Gas, Energieerzeugung und allgemeiner Industrie als Kernmärkte.

• Eingeführt: 2000, auf dem Höhepunkt der ersten Welle des Plant Asset Management.
• Aktive Nutzer: mehr als 10.000 weltweit, laut Bently Nevada.
• Installierte Basis: 10.000+ System 1-Installationen mit über 3 Millionen überwachten Messstellen, laut Bently Nevada-Broschüren.
• Servicemodell: Das Services-Team von Bently Nevada nutzt System 1 für die Fernüberwachung von Anlagen und die Expertenanalyse von Maschinen rund um die Uhr, unterstützt durch 12 Fernüberwachungszentren und etwa 300 Feld- und Diagnoseingenieure.
• Plattformentwicklung: System 1 Classic → System 1 Evo → Decision Support Analytics → Teil der Cordant-Software-Suite, wobei Releases jetzt in der v25.x-Serie ausgeliefert werden.
• Warum es für Betreiber wichtig ist: Eine zwei Jahrzehnte alte Plattform bedeutet eine lange Datenhistorie, ausgereifte Diagnose-Workflows und ein Hardware-Ökosystem – 3500, Orbit 60, Ranger Pro, SCOUT –, das sie noch immer speist.

Warum ein 20-jähriges Software-Jubiläum in der Zustandsüberwachung wichtig ist

Industriesoftware altert schlecht. Überwachungsplattformen werden routinemäßig alle fünf bis sieben Jahre ersetzt, weil der Anbieter die Architektur ändert, das Betriebssystem nicht mehr unterstützt wird oder das Datenbankschema nicht mehr skaliert. Eine Zustandsüberwachungsplattform, die 20 Jahre mit einer aktiven Nutzerbasis erreicht, ist ungewöhnlich, und das ist aus drei praktischen Gründen wichtig.

Erstens behalten historische Daten ihren Wert. Schwingungs- und Prozesstrends sind nur nützlich, wenn sie lang genug sind, um langsame Verschlechterung abzudecken — Lagerverschleiß über mehrere Jahre, saisonale Prozessdrift, eine wiederkehrende Resonanz nach einem Retrofit. Anlagen, die wiederholt zwischen Plattformen migriert wurden, verlieren diese Baseline.

Zweitens sammelt sich Diagnosewissen im Werkzeug an. Alarmlogik, Fallakten, Reparaturnotizen und Decision-Support-Regeln kodieren, was die Ingenieure eines Standorts über bestimmte Maschinen gelernt haben. Das ist für sich genommen ein Vermögenswert, und es ist teuer, ihn in einem neuen System neu aufzubauen.

Drittens bleibt das Hardware-Ökosystem kohärent. System 1 ist darauf ausgelegt, Daten aus den rackbasierten Schutzsystemen von Bently Nevada, drahtlosen Geräten und tragbaren Instrumenten aufzunehmen. Eine stabile Softwareebene ist das, was einen gemischten Fuhrpark aus 3500-Racks, neueren Orbit 60-Chassis und Ranger Pro-Sensoren über eine einzige Schnittstelle statt über vier verwaltbar macht.

Von „einem System“ zu anlagenweitem Asset-Management

Als System 1 eingeführt wurde, war Bently Nevadas eigene Beschreibung des Ziels breiter als Schwingungen. Ein Artikel im Orbit-Magazin aus dem Jahr 2001 formulierte es so: Die Assets in einer modernen Industrieanlage „sind nicht auf rotierende Maschinen beschränkt“, weshalb die Plattform so konzipiert wurde, dass sie mehr als Maschinenmanagement leistet. Diese Aussage liest sich wie aktuelles Produktmarketing, wurde aber zur Markteinführung verfasst.

Das Muster zeigt eine Plattform, die ihr ursprüngliches Datenmodell beibehielt und zugleich erweiterte, womit sie sich verbindet. Deshalb könnte ein Standort, der System 1 im Jahr 2005 betrieb, seine Trendhistorie grundsätzlich in eine moderne Bereitstellung überführen — und deshalb ist die Frage „Welche Version verwende ich?” folgenreicher als das Jubiläum selbst.

System 1 in Zahlen

Bently Nevada hat mehrere Akzeptanzkennzahlen in seinem System 1-Faktenblatt, der anlagenweiten Broschüre und der Orbit-Retrospektive veröffentlicht. Zusammengelesen beschreiben sie den Umfang des installierten Bestands und nicht die Verkaufszahl eines einzelnen Produkts.

Eine Vorsicht beim Lesen dieser Zahlen: Sie stammen aus verschiedenen Dokumenten, die zu unterschiedlichen Zeiten veröffentlicht wurden, und sie messen unterschiedliche Dinge. „10.000 aktive Nutzer“ ist eine Personenzahl; „10.000+ Installationen“ ist eine Standortzahl; „3 Millionen Messstellen“ ist eine Kanalzahl. Sie sind mit einer ausgereiften Plattform vereinbar, sollten aber nicht addiert oder als Wachstumskurve behandelt werden.

Was sich tatsächlich geändert hat: von der Schwingungsüberwachung zur Anlagenzustandsüberwachung

Das ursprüngliche System 1 ging bereits über Schwingungen hinaus, aber sein praktischer Schwerpunkt lag auf der Maschinendiagnose. Die Evo-Generation verlagerte diesen Schwerpunkt hin zur anlagenweiten Zustandsüberwachung von Assets. Vier Fähigkeitsänderungen erklären diese Verschiebung.

1. Datentypen jenseits von Schwingungen

System 1 Evo fügte externe Schnittstellen zum Import von Prozess- und Steuerungssystemdaten hinzu. Das bedeutet, dass die Austrittstemperatur eines Verdichters, die Durchflussrate einer Pumpe und der Strom eines Motors im selben Trend wie ihre Schwingung dargestellt und ohne Export von Tabellenkalkulationen korreliert werden können. Für die meisten Zuverlässigkeitsteams ist dies der Unterschied zwischen der Diagnose eines Maschinenfehlers und der Diagnose eines prozessbedingten Maschinenfehlers.

2. Ein Hochgeschwindigkeits-Historian

Bently Nevada entwickelte einen Hochgeschwindigkeits-Datenspeicher, der alle Daten mit Raten von bis zu einmal pro Sekunde historisiert, mit 200-ms-Modbus-Speicherung. Herkömmliche Zustandsüberwachungsdatenbanken erfassen Schwingungen nach einem Zeitplan und verarbeiten Daten alle paar Sekunden; ein Historian mit dieser Auflösung kann transiente Ereignisse – eine Anfahrrampe, eine Abschaltung, eine kurzlebige Resonanz – erfassen, die eine planmäßige Erfassung vollständig verpasst.

3. Konnektivität, die eine Cybersicherheitsprüfung übersteht

System 1 unterstützt OPC UA für den Export von Wellenformen, Trends und Alarmdaten an andere Systeme, Data Lakes und Analyseplattformen. Es bietet außerdem integrierte Datenreplikation und Daten-Dioden-Unterstützung, sodass Daten vom Schutz- oder Prozessnetzwerk zum Geschäftsnetzwerk bewegt werden können, ohne einen bidirektionalen Pfad zu öffnen. Bently Nevada positioniert dies als Vereinfachung der Einhaltung von NERC CIP und vergleichbaren Cybersicherheitsstandards – genau die Einschränkung, die die Einführung von System 1 Classic in vielen Anlagen begrenzte.

4. Analytik als Konfiguration, nicht als Code

Decision Support ist eine regelbasierte Arbeitsumgebung, die in System 1 integriert ist. Ingenieure kodieren Wissen – „wenn diese Lagertemperatur bei gleichbleibender Last steigt, einen Fall auslösen” – als wiederverwendbare Regeln statt als einmalige Analyse. Seit v23.2 ist es bei neuen System 1-Bestellungen im Lieferumfang enthalten, was einen häufigen Beschaffungseinwand beseitigt hat: Teams müssen keine separate Analytik-Lizenz mehr rechtfertigen, bevor sie regelbasierte Diagnosen ausprobieren können.

Neben diesen vier Punkten behielt die Plattform das Diagnose-Toolset bei, das sie überhaupt erst glaubwürdig machte: assetspezifische Diagramme, Trend- und Basislinienanalyse, Alarmpriorisierung und -unterdrückung, Fallmanagement mit Reparaturnotizen sowie HMI-Ansichten für Anlage/Einheit/Maschine, die aus Live-Daten erstellt werden.

Der 24/7-Blickwinkel: Was 12 Fernzentren und 300 Ingenieure bedeuten

Die Service-Organisation von Bently Nevada nutzt System 1 selbst, um Kunden rund um die Uhr aus der Ferne zu unterstützen. Dieses Detail wird oft als Referenz des Anbieters gelesen, hat aber eine praktische Bedeutung für Anlagenteams: Die Remote-Analysten betrachten dieselben Trenddiagramme, Alarmzustände und Fallakten, die auch die Ingenieure vor Ort sehen.

In der Praxis funktioniert die Fernüberwachung gut, wenn drei Bedingungen erfüllt sind:

• Die Datenqualität wird verwaltet. Ein Kanal, der zeitweise offline, gesättigt oder falsch skaliert ist, erzeugt entweder Rauschen oder falsche Sicherheit. Die Sensorintegrität gehört in den Überwachungsumfang, nicht außerhalb davon.
• Die Alarmphilosophie ist bewusst gewählt. Zustandsbasierte Alarme – unterschiedliche Schwellenwerte für unterschiedliche Betriebsmodi – reduzieren die Flut von Störmeldungen, die die Fernunterstützung unwirksam macht.
• Es gibt eine definierte Übergabe. Remote-Analysten können erkennen und diagnostizieren; nur der Standort kann inspizieren, reparieren und bestätigen. Das Fallmanagement sorgt dafür, dass dieser Kreislauf nicht zu einem E-Mail-Verlauf wird.

Für Standorte ohne Servicevereinbarung sind dieselben drei Bedingungen die Voraussetzungen, um intern einen Nutzen aus der Software zu ziehen. System 1 zu kaufen und die Alarmkonfiguration bei den Standardwerten zu belassen, ist der häufigste Weg, wie Anlagen am Ende bei einem teuren Trend-Viewer landen.

System 1 im Vergleich zu einem eigenständigen Schwingungsprogramm

Viele Anlagen führen noch immer periodische Schwingungsmessungen mit tragbaren Instrumenten und einer lokalen Datenbank durch. Dieser Ansatz ist nicht veraltet – er hat einfach einen anderen Umfang. Die folgende Tabelle stellt beide gegenüber, damit der Kompromiss deutlich wird.

Was bestehende System 1-Nutzer im Jahr 2026 prüfen sollten

Das Jubiläum ist ein sinnvoller Anlass, eine Bereitstellung zu überprüfen, die über ein Jahrzehnt organisch gewachsen sein kann. Fünf Prüfungen decken den Großteil des Risikos ab.

1. Versionsaktualität. Bestätigen Sie, welche System 1-Version am Standort läuft und ob sie noch Fehlerbehebungen erhält. Die v25.x-Reihe spiegelt die aktuelle Entwicklung wider; lange Abstände zwischen Upgrades erschweren spätere Migrationen, da sich Konfiguration und Datenbankschemata schrittweise ändern.
2. Netzwerkarchitektur. Überprüfen Sie, wie Daten vom Schutz- oder Prozessnetz in das Geschäftsnetz gelangen. Wenn der Standort noch auf einem direkten Pfad statt auf Replikation oder einer Datendiode beruht, ist das sowohl ein Befund der Cyber-Prüfung als auch ein Hindernis für einen breiteren Zugriff.
3. Alarmkonfiguration. Überprüfen Sie zustandsbasierte Alarmsätze gegen die aktuellen Betriebsmodi. Maschinen, die umgerüstet, mit neuen Laufrädern versehen oder umverrohrt wurden, tragen oft Alarmstufen von einem früheren Betriebspunkt.
4. Verantwortlichkeit für Decision Support. Wenn Decision Support mitgeliefert, aber ungenutzt ist, haben die Regeln keinen Verantwortlichen. Weisen Sie einen Ingenieur zu, der sie pflegt, so wie Schutzsollwerte gepflegt werden.
5. Datenkonsumenten. Listen Sie jedes System auf, das Daten aus System 1 bezieht — Historian-Systeme, APM-Tools, Dashboards — und bestätigen Sie die OPC UA- oder Replikationsschnittstelle, die jedes davon verwendet. Nicht gepflegte Integrationen sind die übliche Ursache für Beschwerden, dass „die Daten falsch sind”.

Die Hardware-Ebene, die System 1 mit Daten versorgt

System 1 ist nur so gut wie die Daten, die in ihm ankommen. In den meisten Anlagen stammen diese Daten aus drei Hardware-Familien:

• 3500-Racks. Rack-basierte Schutzsysteme liefern den Großteil der Daten kritischer Maschinen. Das 3500/92-Kommunikationsgateway ist der übliche Weg, um Rack-Daten über Ethernet oder Modbus an System 1 zu übertragen, während die 3500/22M-Transientendatenschnittstelle die Erfassung von Wellenformen und Transienten übernimmt.
• Orbit 60. Die neuere Plattform lässt sich direkt in System 1 integrieren und erweitert die anlagenweite Abdeckung dort, wo ein vollständiges 3500-Rack schwer zu rechtfertigen ist. Standorte, die beide betreiben, können sie über eine einzige System-1-Installation verwalten — siehe unsere Analyse des 3500-Lebenszyklus und des Migrationspfads zu Orbit 60.
• Messumformer und drahtlose Geräte. 3300 XL-Näherungssensorsysteme, Velomitors, Beschleunigungsaufnehmer, drahtlose Ranger Pro-Sensoren und tragbare SCOUT-Instrumente liefern die Messwerte selbst.

Da die Software die Hardware überlebt, müssen Ersatzteilplanung und Softwareplanung aufeinander abgestimmt werden. Ein Gateway oder Schnittstellenmodul, das obsolet wird, unterbricht still und leise den Datenpfad zu System 1, lange bevor sich die Software selbst ändert. Standorte sollten mindestens ein getestetes Ersatzteil jedes Schnittstellenmoduls in kritischen Racks vorhalten und sicherstellen, dass Ersatzmodule der ursprünglichen vollständigen Teilenummer entsprechen — Kanalanzahl, E/A-Typ und Zulassungsoptionen ändern alle die Bestellnummer.

Fazit

Zwanzig Jahre sind ein langes Leben für jede industrielle Softwareplattform, und die Langlebigkeit von System 1 erklärt sich weniger durch Funktionen als durch Kontinuität: dasselbe Anlagenmodell, dieselbe Diagnosephilosophie und ein Hardware-Ökosystem, das sie stets weiter versorgte. Die über 10.000 aktiven Nutzer sind der Beweis, dass der Ansatz funktioniert hat.

Für Anlagen, die bereits System 1 einsetzen, ist das Jubiläum ein nützlicher Anlass für ein Audit — prüfen Sie die Version, den Netzwerkpfad, die Alarmgruppen und die Integrationen, bevor daraus Migrationsprobleme werden. Für Anlagen, die noch mit periodischen Routen arbeiten, geht es bei der Entscheidung nicht um Jubiläumsmarketing; es geht darum, ob anlagenweite Abdeckung, Transientenerfassung und Prozesskorrelation die Investition in die Plattform rechtfertigen. Wo kritische Maschinen einen kontinuierlichen Schutz rechtfertigen, ist die Softwareschicht meist der günstigste Teil der Antwort.

Häufig gestellte Fragen

Was ist Bently Nevada System 1?

System 1 ist die Software für das Anlagenzustandsmanagement von Bently Nevada, die im Jahr 2000 eingeführt wurde. Sie erfasst Schwingungs-, Prozess- und Steuerungssystemdaten, wendet Alarme und Analysen an und stellt Ansichten auf Anlagen-, Einheiten- und Maschinenebene für die zustandsbasierte Instandhaltung bereit. Sie ist heute Teil der Cordant-Software-Suite von Baker Hughes.

Wie viele Personen nutzen System 1?

Bently Nevada meldet weltweit mehr als 10.000 aktive System 1-Nutzer in den Bereichen Öl und Gas, Energieerzeugung und allgemeine Industrie. Separate Bently Nevada-Veröffentlichungen nennen 10.000+ Installationen und 3 Millionen+ überwachte Messstellen, wobei es sich um unterschiedliche Kennzahlen handelt, die nicht summiert werden sollten.

Wird System 1 noch weiterentwickelt?

Ja. System 1 liefert weiterhin Releases in der v25.x-Serie aus, und Decision Support ist seit Version 23.2 im Lieferumfang neuer System 1-Bestellungen enthalten. Bently Nevada nutzt System 1 auch intern für die 24/7-Fernüberwachung durch sein Services-Team.

Funktioniert System 1 sowohl mit 3500 als auch mit Orbit 60?

Ja. System 1 lässt sich in rackbasierte 3500-Systeme integrieren, typischerweise über das Kommunikations-Gateway 3500/92 und die Transientendaten-Schnittstelle 3500/22M, sowie in Orbit 60. Viele Anlagen betreiben beide Hardware-Generationen und verwalten sie über eine einzige System 1-Installation.

Kann System 1 Daten von Nicht-Bently-Geräten erfassen?

Ja. System 1 unterstützt externe Schnittstellen zum Importieren von Prozess- und Steuerungssystemdaten und kann Wellenformen, Trends und Alarmdaten über OPC UA exportieren. Die Abdeckung von Drittanbieter- oder weniger kritischen Anlagen wird üblicherweise mit den drahtlosen Sensoren Ranger Pro und den tragbaren Instrumenten SCOUT von Bently Nevada erweitert.

Was ist der Unterschied zwischen System 1 und Decision Support?

System 1 ist die Datenplattform: Erfassung, Speicherung, Visualisierung, Alarme und Fallmanagement. Decision Support ist die damit integrierte Analyse-Workbench, in der Ingenieure Regeln erstellen, die Fehlermodi identifizieren und Erkenntnisse generieren. Seit v23.2 ist Decision Support Developer im Lieferumfang neuer System 1-Bestellungen enthalten.

Quellen und weiterführende Literatur

• Bently Nevada – „20 Jahre System 1″ (Orbit)
• Bently Nevada – Produktseite der Software für Anlagenzustandsverwaltung System 1
• Bently Nevada – System 1 Datenblatt (über 10.000 Anwender, 12 Fernüberwachungszentren, 300 Ingenieure)
• Bently Nevada – Broschüre zur anlagenweiten Zustandsüberwachung (Installationen, Messpunkte)
• Bently Nevada – Versionshinweise zu System 1 v23.2 (Bündelung von Entscheidungsunterstützung)

Artikel zuletzt geprüft im Oktober 2026. Anwenderzahlen, Installationszahlen und Versionsdetails sind aus Bently-Nevada-Publikationen zitiert; bestätigen Sie den aktuellen Veröffentlichungsstatus und die Serviceabdeckung bei Baker Hughes oder einem autorisierten Partner, bevor Sie ein Upgrade planen.

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