Os sistemas SCADA automatizam a extração, o monitoramento, o processamento, a distribuição, o registro e a exibição de dados coletados de dispositivos de campo remotos, como sensores, máquinas de fábrica, motores, bombas, válvulas e outros dispositivos finais em ambientes com muitos ativos, como empresas industriais, instalações de fabricação, usinas nucleares e refinarias de petróleo.
O desenvolvimento do sistema SCADA envolve a programação de rotinas e aplicativos para automatizar respostas a eventos com base em métricas coletadas e processadas por meio de um centro de controle de supervisão, que compreende uma rede de comunicação, interfaces de usuário, controladores de dispositivos, computadores cliente e servidor e instalações de armazenamento.
Os sistemas SCADA não são sistemas de controle total e executam funções limitadas de controle de supervisão. Eles monitoram e coletam métricas como pressão, temperatura, taxa de fluxo, pH, tempo de ciclo e volume. As métricas são usadas para medir o desempenho e a eficiência dos processos industriais, a qualidade dos dados e dos produtos e a conformidade com as normas e os regulamentos de fabricação. Os controles de comando SCADA automatizados respondem aos dados de entrada para regular e controlar o estado e o comportamento dos dispositivos de campo, como o ajuste da temperatura em um data center.
Os sistemas SCADA são usados por operadores de máquinas e administradores de TI em hubs centrais para visualizar, por meio de interfaces homem-máquina (HMIs), informações sobre o comportamento e o estado de equipamentos remotos, como, por exemplo, um oleoduto com vazamento, e controlar manualmente os dispositivos remotamente.
Alguns dos principais fornecedores de sistemas SCADA são a Schneider Electric, a Siemens, a Rockwell Automation, a Mitsubishi Electric e a Emerson Electric.
Os alertas personalizados e a visualização de dados permitem que você identifique e evite rapidamente problemas de saúde e desempenho da rede.
A principal razão pela qual os sistemas SCADA são usados é para automatizar processos específicos que são muito complexos ou perigosos para as pessoas, ou que são repetitivos. Os sistemas SCADA permitem que as organizações analisem uma condição medida e programem uma resposta ideal que possa ser executada de forma consistente e automática todas as vezes.
Antes da introdução do SCADA, os fabricantes industriais dependiam de pessoas que controlavam e monitoravam manualmente os equipamentos no local. Inicialmente, as organizações utilizavam relés e temporizadores para alguma medida de controle de supervisão de equipamentos remotos, mas, à medida que as empresas se expandiam, a configuração e a manutenção de relés e temporizadores se tornaram muito complicadas e caras.
Os sistemas SCADA permitem que técnicos, operadores de máquinas e processos automatizados obtenham dados de componentes de hardware remotos em tempo real, analisem e manipulem os dados adquiridos e executem tarefas de controle limitadas, como fechar uma válvula em um sistema de irrigação remoto ou desligar uma bomba em uma instalação de produção de petróleo em caso de vazamento.
Os sistemas SCADA reduzem os erros humanos e os custos de mão de obra. Eles ajudam os operadores a tomar decisões informadas em processos industriais complexos e a reagir rapidamente para manter o tempo de atividade do sistema e aumentar a produtividade. Além disso, eles ajudam as empresas a aumentar a eficiência, reduzir o desperdício, prolongar a vida útil dos equipamentos e garantir a conformidade regulamentar.
O SCADA reduz o risco de falha do sistema de infraestruturas nacionais críticas, como oleodutos, fábricas de produtos químicos, sistemas de água, usinas nucleares e redes de transporte. Caso contrário, isso poderia causar um grande impacto em grandes setores da comunidade, incluindo perda de vidas, perdas econômicas e interrupções nos serviços básicos.
Os sistemas SCADA podem ser configurados para qualquer aplicativo industrial, desde um pequeno sistema que fornece serviços de refrigeração para uma cadeia de supermercados até uma instalação complexa que monitora uma rede nacional de eletricidade. As empresas industriais são definidas como empresas que não sejam comerciais ou de serviços, mas os sistemas SCADA são normalmente usados em qualquer sistema de ativos pesados em que são necessárias grandes quantidades de processamento, intervenção regular ou remediação remota imediata em sistemas de controle de missão.
O SCADA é comumente usado nos setores de alimentos e bebidas, build e gerenciamento de instalações, automação de fabricação, petróleo e gás, produtos químicos, transporte, agricultura, controle de resíduos, aeroespacial, defesa, produção de madeira, construção, fabricação de cimento e metal e purificação de água.
Exemplos de aplicativos SCADA são: fornecimento de energia em uma área geográfica estendida em sistemas de missão crítica, controle do comportamento de equipamentos automatizados em fábricas, monitoramento remoto de ativos offshore no setor de petróleo e gás, monitoramento de impactos ambientais no setor de mineração, regulação do fornecimento de energia para transporte público, como metrôs, controle de iluminação e temperatura no setor de varejo e regulação dos níveis de água em represas.
Os sistemas SCADA são usados em setores em que a conformidade regulamentar é obrigatória e não há espaço para erro humano, por exemplo, nos setores de saúde e farmacêutico. Eles são usados em ambientes onde a automação é benéfica para os negócios, por exemplo, onde os produtos são fabricados em uma linha de montagem ou em estações espaciais.
Há cinco níveis ou hierarquias na arquitetura SCADA tradicional. Os níveis do SCADA são baseados na Purdue Enterprise Reference Architecture, um modelo de referência para arquitetura empresarial. Esses níveis ilustram como os componentes de um sistema SCADA típico estão relacionados entre si.
O nível 0, na parte inferior da pilha de tecnologia, compreende os dispositivos de campo remotos de baixo nível, como os sensores dos quais os dados são adquiridos.
O nível 1 diz respeito a entradas e saídas e consiste em controladores de dispositivos de campo, como programmable logic controllers (PLCs), dispositivos eletrônicos (ou finais) inteligentes (IEDs) e unidades terminais remotas (ou de telemetria) (RTUs) que se conectam por meio de interfaces com dispositivos de campo remotos.
O nível 2 inclui computadores de supervisão que gerenciam entradas e saídas de e para controladores de dispositivos de campo, atualizam um ou mais bancos de dados, conectam-se por meio de interfaces com sistemas externos e fornecem dados para visualização em HMIs em um hub de controle centralizado.
O nível 3 está relacionado às comunicações e ao controle de produção e é o nível em que os dados do nível 2 são transmitidos para o hub de controle SCADA.
O nível 4, o hub de controle SCADA, é o nível de cronograma de produção ou o nível da rede de negócios e inclui HMIs que são usadas por operadores humanos, como técnicos e analistas de dados. No nível 4, os gerentes e administradores podem ajustar o rendimento da produção e monitorar o inventário e a logística.
Um ponto de ajuste é o valor-alvo de uma variável, por exemplo, uma temperatura que um equipamento não deve exceder. Os pontos SCADA são entradas e saídas monitoradas. Um exemplo de um hard point é a temperatura. Um exemplo de soft point é o resultado de um cálculo ou evento(s). Os logs de pontos SCADA ajudam os operadores a solucionar problemas do sistema, como identificar o estado de diferentes pontos no momento em que uma máquina falhou.
As principais funções do centro de controle de supervisão, também chamado de plataforma host SCADA, são sondar dispositivos de campo, como sensores, por meio de controladores de dispositivos de campo, como RTUs e PLCs, para obter dados, enviar pontos de ajuste para dispositivos de campo, como atuadores, e monitorar alertas. Os dispositivos de campo estão localizados em várias subestações. Um sistema SCADA típico compreende várias subestações que estão ligadas a vários pontos de controle e monitoramento de nível superior, como PLCs. O servidor de controle de supervisão se comunica entre os controladores de dispositivos de campo e o software HMI, que está localizado em um hub de controle central.
O hub de controle central é operado por pessoas que monitoram um sistema SCADA por meio de HMIs.
A programação do SCADA ocorre em diferentes níveis e envolve a codificação de diferentes funções, como, por exemplo, a conversão de dados coletados das RTUs em sinais, a criação de respostas para eventos de acionamento, o armazenamento de dados, a criação de relatórios e o design de ilustrações gráficas do sistema para exibição nas telas HMI.
Como os sistemas SCADA são personalizados para soluções distintas em diferentes setores, as linguagens de programação usadas nos sistemas SCADA dependem do hardware que está sendo programado ou dos requisitos do aplicativo. Por exemplo, o SQL pode ser usado para gerenciar um banco de dados SCADA e uma linguagem de visualização como o Visual C# pode ser usada para codificar os recursos HMI. A maioria dos sistemas SCADA modernos usa interfaces de programação padrão e APIs.
A programação de RTU e PLC é baseada no padrão IEC 61131-3 e é suportada pelo PLCopen. O IEC 61131-3 é um padrão definido pela International Electrotechnical Commission (IEC) para especificar a semântica e a sintaxe das linguagens de programação de controle. As linguagens de programação de controle comuns incluem lógica ladder, gráficos de funções sequenciais, diagrama de blocos de funções, texto estruturado e listas de instruções.
A PLCopen é uma organização que fornece suporte, bibliotecas de códigos e diretrizes de codificação para programadores de PLC.
As notificações em tempo real significam uma solução de problemas mais rápida para que você possa agir antes que ocorram problemas mais sérios.
Os dispositivos de campo nos sistemas SCADA, também chamados de hardware de instrumentação de campo, incluem sensores, amostradores, atuadores, relés, unidades de controle, transmissores e trandutores. Os sensores são os dispositivos de campo que detectam ou medem propriedades físicas, como o fato de uma máquina estar ligada ou desligada ou o nível de combustível em um tanque. Os atuadores são dispositivos de campo que controlam um componente, por exemplo, o desligamento de uma válvula. Eles são gerenciados por meio de RTUs, IEDs e PLCs.
As RTUs, os IEDs e os PLCs são controladores físicos de dispositivos de campo baseados em microprocessador. Os controladores de dispositivos de campo nos sistemas SCADA monitoram e coletam dados em tempo real dos dispositivos de campo, transmitem informações do local dos dispositivos para um controlador de supervisão chamado MTU e as compilam para apresentação ideal aos operadores do sistema em um hub de controle centralizado, gerenciado por operadores humanos. Geralmente são montados em painéis e se conectam por meio de interfaces com dispositivos de campo por meio de módulos de E/S, bem como com o hub de controle central usando comunicações seriais ou de rede.
Uma RTU é um dispositivo eletrônico baseado em microprocessador. A TI consiste em um hardware de E/S e uma interface de comunicação e suporta uma conexão sem fio. As RTUs são responsáveis pela transmissão de dados coletados dos dispositivos de campo para o hub de controle e pela emissão de comandos do centro de controle para os dispositivos de campo.
Um PLC é um microcontrolador fisicamente robusto que pode suportar condições físicas adversas, como as que podem ser encontradas em um ambiente industrial. Um microcontrolador é um circuito integrado (ICS) usado para controlar funções específicas de um dispositivo eletrônico. Um microprocessador tem uma unidade de processamento central (CPU), enquanto um microcontrolador tem uma CPU, memória e recursos de E/S em um único chip. Um PLC fornece as informações de que um sistema SCADA necessita para automatizar processos ou responder a alertas de acordo com instruções codificadas em programas e funções do sistema SCADA. Os PLCs substituem os relés e os temporizadores dos primeiros sistemas SCADA. Ao contrário dos relés, os PLCs são capazes de monitorar e controlar circuitos e podem ser programados. Os sistemas SCADA tradicionais quase sempre têm PLCs. Existem alguns módulos de E/S proprietários que permitem monitorar e automatizar de forma simples sem um PLC. Os PLCs que podem se comunicar por ondas de rádio podem ser usados como substitutos das RTUs.
Nos sistemas SCADA, um IED é um dispositivo baseado em microprocessador usado para transmitir e receber dados de dispositivos de campo. Às vezes, eles são descritos como uma atualização de uma RTU tradicional, sendo que as principais diferenças são que um IED é integrado ao dispositivo que monitora e controla e tem recursos de medição, transmissão de dados e computação incorporados. Exemplos de IEDs são dispositivos de relés de proteção, controladores de disjuntores e reguladores de tensão. Às vezes, os IEDs são comparados aos PLCs. A principal diferença entre PLCs e IEDs é que os PLCs geralmente são usados para tarefas de automação centralizada (local), enquanto os IEDs geralmente são usados para tarefas de automação de subestação (remota).
As funcionalidades das RTUs, dos IEDs e dos PLCs se sobrepõem e pode ser confuso diferenciá-los, mas eles têm usos distintos. As RTUs são consideradas mais adequadas do que os PLCs para telemetria geográfica remota, pois suportam comunicação sem fio, enquanto os PLCs são mais adequados para tarefas de controle local, por exemplo, em fábricas e armazéns. Em alguns casos, um IED pode se comunicar diretamente com o controlador ou o sistema pode ser configurado de modo que uma UPS (fonte de alimentação ininterrupta) pesquise os dados do IED e os transmita ao controlador.
Uma MTU também é chamada de servidor de controle, controlador mestre ou controlador de supervisão. A MTU hospeda o software que fornece instruções sobre o que deve ser feito com os dados coletados das RTUs e dos PLCs.
Os sistemas SCADA dependem de uma rede de comunicação complexa entre os elementos do sistema e o hub de controle SCADA central. As opções de comunicação incluem opções com fio, como Ethernet, linhas telefônicas e linhas de fibra óptica, e opções sem fio, como wi-fi, rádio, micro-ondas e celular.
Alguns dos protocolos mais populares usados no sistema SCADA são Modbus padrão, Ethernet/IP, Profibus, Conitel, RP-570, IEC 60870-5 (no qual o T101 se baseia) e protocolo de rede distribuída (DNP3).
O Modbus RTU é o protocolo padrão de fato para comunicações seriais entre dispositivos eletrônicos industriais.
O IEC 60870-5 é um conjunto de especificações desenvolvido pela Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) para fornecer um padrão aberto para a transmissão de dados SCADA e é usado extensivamente em aplicativos baseados em eletricidade.
O T101, também chamado de IEC 60870-5-101, é um padrão internacional para comunicação e controle, principalmente em sistemas de energia.
O DNP3 é amplamente usado em aplicativos de automação de processos, como nos setores de água e energia.
As pessoas visualizam, regulam e relatam dados por meio de HMIs que servem como hubs de processamento central e interfaces gráficas de usuário (GUIs) em sistemas SCADA.
A diferença entre uma HMI e uma GUI é que, enquanto a principal função de uma GUI é fornecer uma interface amigável que permita que as pessoas naveguem em um aplicativo de forma eficiente, a principal função de uma HMI é permitir que um operador execute tarefas de controle usando uma variedade de interfaces, não apenas visuais. As HMIs não dependem de interfaces agradáveis aos olhos e podem incluir um console básico com botões e alavancas para executar tarefas de controle.
As HMIs não coletam dados, mas relatam os dados coletados por RTUs, PLCs e IEDs. Embora os sistemas SCADA possam, teoricamente, operar sem uma HMI, na maioria dos casos isso seria inútil, pois os operadores não poderiam ver os dados nem receber relatórios. As HMIs são projetadas para monitorar automaticamente processos e equipamentos, notificar os operadores sobre requisitos de manutenção de rotina, enviar alertas em caso de falha do sistema ou do dispositivo e acionar modificações no equipamento quando necessário, como desligar uma máquina.
As HMIs fornecem à gerência de uma organização tendências, que são ilustrações gráficas de dados históricos e em tempo real.
No campo, os operadores acessam os dados do SCADA, por exemplo, por meio de PCs, PDAs, telefones celulares ou OTIs.
Os dados em um sistema SCADA podem ser armazenados em um banco de dados no local ou em nuvem. Os bancos de dados no SCADA às vezes são chamados de historiadores de dados. Um historiador de dados é otimizado para coletar, armazenar e processar com eficiência dados de séries temporais que são usados para exibir tendências em sistemas SCADA.
Os sistemas SCADA são projetados para supervisionar e monitorar processos e comportamentos específicos em um nível de supervisão. A principal função de um sistema de supervisão é vincular operadores humanos a dados digitais adquiridos de dispositivos de campo. Os sistemas SCADA são orientados por eventos e não foram projetados para tomar a iniciativa de executar funções avançadas de controle de processos. Eles respondem a eventos em tempo real, como um alerta de que um equipamento está superaquecendo, desligando-o remotamente, de forma automática ou manual.
Um sistema de supervisão pode consistir em um único computador em pequenos sistemas SCADA ou em vários computadores que executam aplicativos de software distribuídos e ligados a vários locais de recuperação de desastres em uma grande rede SCADA.
O controle de supervisão em sistemas SCADA é implementado por meio de um controlador de supervisão que vincula elementos de entrada e saída e se integra a HMIs localizadas em hubs centrais e operadas por pessoas. Embora o centro de controle de supervisão faça a maior parte da aquisição, do processamento e da transmissão de dados, essas informações são sempre direcionadas ao hub de controle central para análise, relatórios e monitoramento de desempenho por pessoas.
Os sistemas SCADA se enquadram no termo genérico ICS. Alguns exemplos de ICSs são os controladores de automação programáveis (PAC), HMIs, PLCs, sistemas de controle distribuídos (DCS), IEDs e RTUs.
Os ICSs são categorizados por sua funcionalidade, aplicativo e complexidade. Por exemplo, as RTUs conectam diferentes tipos de hardware a outros sistemas de controle, como sistemas SCADA ou DCSs, enquanto as HMIs controlam as comunicações homem-máquina (H2M). Os PLCs são projetados para monitorar e controlar dispositivos de campo, como sensores e atuadores.
A principal função de um ICS SCADA é facilitar a comunicação entre dispositivos de hardware remotos diferentes e operadores humanos com base nos dados adquiridos.
A telemetria envolve a medição e a transmissão de dados e o estado de dispositivos remotos para um local central onde possam ser analisados. Os sistemas SCADA usam a telemetria para adquirir, analisar, armazenar e relatar o estado e os dados medidos dos dispositivos de campo.
O termo telemetria às vezes é usado de forma intercambiável com o termo telemática, mas a telemetria é um subconjunto da telemática.
Nos sistemas SCADA, a aquisição de dados refere-se ao processo de coleta de dados de sensores remotos (entradas) e sua transmissão por meio de controladores de campo para um hub de controle central. Os tipos de sensores incluem sensores de movimento, temperatura, pressão e vibração. Os dados coletados são processados e analisados e podem ser usados para controlar atuadores (saídas) remotamente. Exemplos de atuadores são servomotores, motores de passo, cilindros pneumáticos, LEDs, injetores de combustível e solenoides. Os sistemas de aquisição de dados também são usados para prever eventos futuros, por exemplo, monitorando padrões climáticos para prever possíveis desastres naturais, como enchentes.
Um sistema SCADA é um tipo de sistema de controle de processos (PCS) - às vezes chamado de ICS - e um tipo de sistema de automação de processos (PAS). A automação e o controle de processos estão interconectados.
O termo automação de processos refere-se ao uso de várias tecnologias para automatizar processos específicos que podem incluir várias tarefas repetitivas, complexas ou perigosas em um alto nível. Exemplos de automação de processos são o monitoramento automatizado e os relatórios sobre o desempenho do sistema ou o engarrafamento e o encaixotamento automatizados de bebidas em uma fábrica.
O termo controle de processos pode ter dois significados diferentes, na dependência do cenário. No primeiro cenário, o termo pode ser usado para se referir ao controle e monitoramento de eventos ou dispositivos simples, como o nível de líquido em uma garrafa. Nesse sentido, um PCS pode se referir a um dispositivo físico, como um sensor de nível de enchimento. No segundo cenário, o termo pode se referir ao monitoramento e ao controle em alto nível de um sistema automatizado complexo. Nesse cenário, um PCS pode se referir ao software e às interfaces que permitem que os operadores monitorem vários processos automatizados e respondam a alertas e notificações, por exemplo, que a máquina de engarrafamento superaqueceu. Nesse sentido, o controle de processos vincula todos os elementos de um processo ou processos automatizados.
Os alarmes são um recurso fundamental dos sistemas SCADA. Os alarmes são notificações que informam os operadores sobre um evento e podem variar de lembretes de manutenção de rotina a alertas de emergência. Alguns acionadores comuns de alarmes SCADA de emergência são falha de equipamento, tempo de inatividade do sistema e desvios nas métricas desejadas do dispositivo. Os alarmes SCADA podem fornecer notificações sobre baixo desempenho e não conformidade.
Um alarme pode acionar uma resposta automatizada, por exemplo, notificando um operador sobre uma perda de energia em uma estação e, simultaneamente, ativando automaticamente um UPS (fonte de alimentação ininterrupta) e uma fonte de alimentação de backup.
Às vezes, o SCADA é comparado à Internet Industrial das Coisas (IIoT) e alguns comentaristas preveem que os aplicativos de IIoT substituirão os sistemas SCADA tradicionais.
Os sistemas SCADA tradicionais e os aplicativos de IoT em ambientes industriais executam as mesmas funções, como monitorar máquinas, coletar dados, responder a alertas e controlar dispositivos de campo. No entanto, há várias diferenças entre eles.
Os sistemas SCADA tradicionais são projetados para o gerenciamento diário de dados em instalações industriais. Eles não têm os poderosos recursos analíticos em que os sistemas IIoT se destacam.
Os modelos SCADA não são projetados para serem totalmente compatíveis com vários aplicativos empresariais, como os sistemas IIoT.
Na maioria dos sistemas SCADA tradicionais, os dados são coletados usando OPC (Open Platform Communications) como padrão de comunicação para a transmissão de dados de dispositivos de campo para o centro de controle. Os sistemas IIoT usam serviços baseados na Web e APIs que permitem a conexão de dispositivos de borda diferentes usando protocolos como MQTT (Message Queuing Telemetry Transport), HTTPS e REST. Os sistemas IIoT usam gateways inteligentes para enviar dados a um hub central.
A prevalência de dispositivos proprietários nos sistemas SCADA tradicionais reduz a interoperabilidade, uma característica da automação industrial que a IIoT foi projetada especificamente para abordar. Os sistemas IIoT fornecem escalabilidade sob demanda usando arquiteturas sem servidor. Os sistemas SCADA tradicionais usam conexões com fio e são baseados no local, enquanto os sistemas IIoT usam conexões sem fio e são baseados na nuvem. Os sistemas SCADA tradicionais são centralizados, enquanto os sistemas IIoT são descentralizados.
Algumas organizações implementam sistemas híbridos para que possam manter o controle de dados e processos específicos. Os dispositivos locais podem ser monitorados por meio de terminais de interface do operador (OITs); terminais dedicados que exibem informações sobre dados e processos em dispositivos locais e permitem que um operador controle o equipamento local no local.
Cada vez mais, os aplicativos de IIoT são considerados alternativas, e não substitutos, para os sistemas SCADA tradicionais e podem ser implementados sobre o SCADA, reduzindo as desvantagens da dependência de fornecedores, como a falta de padronização e interoperabilidade. O IIoT pode permitir que as organizações mantenham a infraestrutura legada e aprimorem os recursos dos equipamentos existentes. Um dos principais benefícios da integração dos sistemas IIoT e SCADA é que medições SCADA relativamente simples e estados de dispositivos podem ser analisados por aplicativos de computação em nuvem e aprendizado de máquina, fornecendo informações detalhadas sobre a eficiência de um sistema SCADA.
Os sistemas SCADA baseados em nuvem são mais econômicos, pois os aplicativos executados em um ambiente virtual evitam a necessidade de manter certos hardwares, como PCs que executam instâncias individuais de software, corrigidos e atualizados.
Os sistemas SCADA híbridos e as plataformas IIoT são capazes de integrar dados de diferentes tipos de dispositivos e torná-los acessíveis de qualquer lugar.
Os predecessores dos sistemas SCADA modernos foram os CPSs. Eles foram desenvolvidos no início dos anos 1900 e permitiam a detecção remota, embora com fio por meio de linhas telefônicas, do status da energia em subestações de energia.
O termo SCADA foi usado pela primeira vez pela Bonneville Power Administration (BPA) na década de 1960. A BPA é uma agência federal criada em 1937 para comercializar energia elétrica e desenvolver instalações de energia no noroeste do Pacífico. A década de 1960 viu a introdução da telemetria para monitorar componentes de hardware remotos. O termo SCADA foi oficialmente definido em 1987 no ISA RP60.6, um documento que identificava métodos e terminologia para componentes em centros de controle. O termo SCADA tornou-se linguagem comum na década de 1970, juntamente com o aumento do uso de microprocessadores e PLCs.
A popularidade dos sistemas SCADA modernos surgiu da necessidade das empresas industriais, de serviços públicos e de manufatura de poder controlar remotamente as máquinas a longas distâncias e automatizar os processos.
A primeira definição de um sistema SCADA o descrevia como tendo três componentes principais: uma estação mestre, um sistema de transporte de comunicação e uma estação remota. Embora as tecnologias que compõem esses componentes tenham mudado ao longo dos anos, as funcionalidades permanecem as mesmas.
Há quatro gerações de sistemas SCADA.
A primeira geração (década de 1960) de sistemas SCADA tinha uma arquitetura de sistema monolítico. Um sistema de computador monolítico tem uma arquitetura de camada única em que os componentes funcionais, como comunicação, processamento de dados, interface do usuário e tratamento de erros, são todos gerenciados por um aplicativo em uma plataforma. Durante esse período, os sistemas SCADA eram executados em computadores mainframe autônomos, usando redes apenas para se conectar às RTUs de campo. A maioria dos equipamentos usados era proprietária. A funcionalidade dos sistemas SCADA monolíticos era limitada ao monitoramento de sensores, à resposta a alarmes e ao controle de pontos de ajuste (métricas desejadas).
A segunda geração (década de 1970) de sistemas SCADA tinha uma arquitetura de sistema distribuído. Nesse modelo, as funções do SCADA eram distribuídas entre várias estações conectadas por meio de uma rede local (LAN). Cada estação era dedicada a uma tarefa específica, por exemplo, fornecer recursos de E/S ou gerenciar a interface do operador e compartilhar informações com as outras estações em tempo real. Várias estações forneciam mais capacidade de processamento, melhoravam a redundância e tornavam o sistema mais confiável.
Nem os sistemas SCADA de primeira nem os de segunda geração usavam protocolos de rede padrão. Chamados de sistemas selados por não estarem conectados à Internet, a segurança era menos arriscada. A principal diferença entre os sistemas SCADA de primeira e segunda geração é que os sistemas de primeira geração não tinham conectividade com outros sistemas.
A arquitetura do sistema SCADA em rede, a terceira geração (década de 1980) de sistemas SCADA, conectava os dispositivos do sistema por meio de uma rede de controle de processos (PCN). Uma PCN é composta de várias LANS e fornece uma infraestrutura de rede de área ampla (WAN) para o gerenciamento e o controle de componentes em uma rede.
A principal diferença entre os sistemas SCADA de segunda e terceira geração é que os sistemas de terceira geração usam um sistema aberto em vez de componentes proprietários.
Os sistemas SCADA de quarta geração (anos 2000) aproveitam a computação em nuvem e as tecnologias de IoT, por exemplo, usando um navegador da Web em vez de uma HMI tradicional. Os ambientes em nuvem permitem o uso de algoritmos de controle complexos em sistemas geograficamente dispersos em qualquer lugar do mundo. Os sistemas SCADA de quarta geração exigem menos investimento de capital em equipamentos, mas estão sujeitos a assinaturas. Os sistemas SCADA de redes na nuvem permitem escalonamento praticamente ilimitado, monitoramento e serviço de correção por profissionais e tempos de resposta mais rápidos.
Para estender suas LANs SCADA tradicionais, algumas empresas optam por substituir sua infraestrutura de fibra ou cabo de cobre por comunicações sem fio, que são mais econômicas. Na dependência dos requisitos de alcance, há várias opções, incluindo Bluetooth, ZigBee, Wi-Fi, celular, bandas de rádio industriais, científicas e médicas (ISM) específicas do fabricante e VHF/UHF (frequência muito alta/frequência ultra-alta). O VHF/UHF é usado para comunicação de longo alcance de até 40 milhas. Em contrapartida, o Bluetooth e o Zigbee têm um alcance de cerca de 300 pés. O celular, com um alcance de até oito quilômetros, é sem dúvida a tecnologia sem fio mais comumente usada para aplicativos industriais.
A mais nova tendência para o desenvolvimento de sistemas SCADA são as pequenas soluções SCADA baseadas em aplicativos, que são mais fáceis de desenvolver e usar, mais eficientes de executar e mais econômicas, especialmente para pequenas e médias empresas, para as quais o custo dos PLCs pode ser proibitivo. As soluções SCADA baseadas em aplicativos são possíveis graças à nova tecnologia de servidor de aplicativos que usa telemetria sem fio de 900 MHz e permite a programação e a hospedagem de aplicativos de terceiros na nuvem. 900 MHz é uma banda não licenciada com um baixo nível de congestionamento, usada por sistemas SCADA sem fio e híbridos. Os desenvolvedores que constroem sistemas SCADA baseados em aplicativos podem usar qualquer linguagem de programação - como Python, Java ou Node-RED - que seja compatível com um kernel Linux...
Não existe um único padrão SCADA. As organizações adotam estruturas, diretrizes, protocolos, especificações e padrões que são relevantes para o seu setor. Esses padrões podem ou não ser obrigatórios para a conformidade com as normas em diferentes áreas geográficas ou países. De acordo com o comitê de padrões ISA112, "Setores diferentes usam o termo 'SCADA' para significar muitas coisas diferentes que são específicas a cada setor. Cada um desses setores está correto na forma como usa o termo SCADA em seu próprio contexto."
Os padrões e protocolos modernos de TI melhoraram a segurança, a eficiência e a confiabilidade dos sistemas SCADA que monitoram a infraestrutura crítica. Existem diretrizes e especificações comumente usadas para todos os elementos de um sistema SCADA, desde a terminologia sugerida usada para descrever um sistema SCADA até modelos para o projeto de salas de controle e HMIs, requisitos de protocolos seriais e de rede, especificações de hardware e software, sugestões para gerenciamento de alarmes, arquiteturas de referência para níveis de controle, práticas recomendadas para segurança eletrônica e física em subestações e diretrizes para conformidade regulamentar.
Há vários órgãos que contribuem para as normas e diretrizes relacionadas ao SCADA, como o American National Standards Institute/Institute of Electrical and Electronic Engineers (ANSI/IEEE), a Electronic Industries Alliance/Telecommunications Industry Association (EIA/TIA), o National Institute of Standards and Technology (NIST) e a International Electrotechnical Commission (IEC).
No setor de automação industrial, destaca-se o ISA112, um comitê de padrões desenvolvido pela International Society of Automation (ISA). Os órgãos reguladores do setor de energia incluem a Agência de Proteção Ambiental (EPA), o Conselho de Coordenação do Setor de Água (WSCC), o Conselho de Coordenação Governamental do Setor de Água (GCC) e o Conselho Consultivo de Proteção de Infraestrutura Crítica (CIPAC). A Federal Energy Regulatory Commission (FERC) é o principal órgão regulador dos setores de energia elétrica, gás natural e oleodutos.
Os sistemas SCADA não foram originalmente projetados com a segurança em mente.
Algumas das vulnerabilidades de segurança mais comuns nos sistemas SCADA identificadas pelo NIST são a autenticação fraca ou inexistente de dispositivos de campo, comunicações não criptografadas com MTUs SCADA, falta de políticas de segurança específicas de controle de processos, conexões de rede inseguras, ampla disponibilidade de informações sobre sistemas de controle para criminosos cibernéticos, falta de manutenção e monitoramento de equipamentos e adoção de tecnologias com vulnerabilidades conhecidas.
A segurança dos sistemas SCADA modernos é abordada por vários padrões, diretrizes e documentos de práticas recomendadas. Esses documentos foram desenvolvidos por organizações como o IEEE, o Underwriters Laboratory (UL), o DOE, o NERC, o Centre for the Protection of National Infrastructure (CPNI) e o NIST.
Muitas organizações usam as normas ISO/IEC 27002 e ISO/IEC 17799 como base para o gerenciamento da segurança SCADA.
O PRTG é um software de monitoramento de rede abrangente e mantém o controle de toda a sua infraestrutura de TI.
Os ICSs, como os sistemas SCADA, PLCS e RTUs, são tecnologias operacionais (TOs). As TOs são elementos de hardware e software de um sistema de computador cuja função é detectar ou causar alterações em eventos e dispositivos físicos. O termo é usado para distinguir os equipamentos e processos de automação em sistemas industriais do software e hardware tradicionais de TI, como servidores, roteadores, programas e dados.
Um dos desafios de monitorar os sistemas industriais modernos é a convergência de TI e TO. O PRTG Network Monitor da Paessler da Paessler permite que as organizações obtenham uma visão unificada dos aspectos de TI e TO dos sistemas industriais. Para extrair métricas TO de dispositivos remotos e mesclá-las com uma solução de monitoramento existente, o PRTG suporta Node-RED, OPC UA, gateways de borda inteligente, MQTT e Modbus. Aqui estão alguns exemplos de como o PRTG pode ajudar as organizações a extrair dados de monitoramento de TO em sua atual solução de monitoramento de TI.
