SCADA-Systeme automatisieren die Extraktion, Überwachung, Verarbeitung, Verteilung, Aufzeichnung und Anzeige von Daten, die von entfernten Feldgeräten wie Sensoren, Fabrikmaschinen, Motoren, Pumpen, Ventilen und anderen Endgeräten in anlagenintensiven Umgebungen wie Industrieunternehmen, Fertigungsanlagen, Kernkraftwerken und Ölraffinerien erfasst werden.
Die Entwicklung von SCADA-Systemen umfasst die Programmierung von Routinen und Anwendungen zur Automatisierung von Reaktionen auf Ereignisse auf der Grundlage von Messdaten, die über ein übergeordnetes Kontrollzentrum erfasst und verarbeitet werden, das ein Kommunikationsnetzwerk, Benutzerschnittstellen, Gerätesteuerungen, Client- und Server-Computer sowie Speichereinrichtungen umfasst.
SCADA-Systeme sind keine Vollkontrollsysteme und führen begrenzte Überwachungsfunktionen aus. Sie überwachen und erfassen Metriken wie Druck, Temperatur, Durchfluss, pH-Wert, Zykluszeit und Volumen. Anhand der Messwerte werden die Leistung und Effizienz industrieller Prozesse, die Qualität von Daten und Produkten sowie die Einhaltung von Fertigungsstandards und -vorschriften gemessen. Automatisierte SCADA-Befehlssteuerungen reagieren auf Eingabedaten, um den Zustand und das Verhalten von Feldgeräten zu regulieren und zu steuern, z. B. die Temperatur in einem Rechenzentrum zu regeln.
SCADA-Systeme werden von Maschinenbedienern und IT-Administratoren an zentralen Knotenpunkten verwendet, um über Mensch-Maschine-Schnittstellen (HMIs) Informationen über das Verhalten und den Zustand entfernter Geräte, z. B. einer undichten Rohrleitung, einzusehen und Geräte manuell aus der Ferne zu steuern.
Einige der wichtigsten Anbieter von SCADA-Systemen sind Schneider Electric, Siemens, Rockwell Automation, Mitsubishi Electric und Emerson Electric.
Mit benutzerdefinierten Warnmeldungen und Datenvisualisierung können Sie Probleme mit dem Zustand und der Leistung Ihres Netzwerks schnell erkennen und vermeiden.
Der Hauptgrund für den Einsatz von SCADA-Systemen ist die Automatisierung bestimmter Prozesse, die entweder zu komplex oder zu gefährlich für Menschen sind oder die sich wiederholen. SCADA-Systeme ermöglichen es Unternehmen, einen gemessenen Zustand zu analysieren und eine optimale Reaktion zu programmieren, die jedes Mal konsistent und automatisch ausgeführt werden kann.
Vor der Einführung von SCADA waren Industrieunternehmen darauf angewiesen, dass Menschen die Anlagen vor Ort manuell steuerten und überwachten. Anfangs nutzten die Unternehmen Relais und Zeitschaltuhren für ein gewisses Maß an übergeordneter Steuerung von dezentralen Anlagen, doch mit zunehmender Größe des Unternehmens wurde die Konfiguration und Wartung von Relais und Zeitschaltuhren zu kompliziert und kostspielig.
SCADA-Systeme ermöglichen es Technikern, Maschinenbedienern und automatisierten Prozessen, Daten von dezentralen Hardwarekomponenten in Echtzeit abzurufen, die erfassten Daten zu analysieren und zu bearbeiten und begrenzte Steuerungsaufgaben auszuführen, wie z. B. das Schließen eines Ventils in einem dezentralen Bewässerungssystem oder das Abschalten einer Pumpe in einer Ölförderanlage im Falle eines Lecks.
SCADA-Systeme verringern menschliche Fehler und Arbeitskosten. Sie helfen den Betreibern, in komplexen industriellen Prozessen fundierte Entscheidungen zu treffen und schnell zu reagieren, um die Betriebszeit des Systems aufrechtzuerhalten und die Produktivität zu steigern. Darüber hinaus helfen sie Unternehmen, die Effizienz zu steigern, Abfall zu reduzieren, die Lebensdauer von Anlagen zu verlängern und die Einhaltung von Vorschriften zu gewährleisten.
SCADA mindert das Risiko eines Systemausfalls bei kritischen nationalen Infrastrukturen wie Ölpipelines, Chemieanlagen, Wassersystemen, Kernkraftwerken und Verkehrsnetzen. Dies könnte andernfalls schwerwiegende Auswirkungen auf große Teile der Gesellschaft haben, einschließlich des Verlusts von Menschenleben, wirtschaftlicher Verluste und der Unterbrechung grundlegender Dienste.
SCADA-Systeme können für jede industrielle Anwendung konfiguriert werden, von einem kleinen System, das Kühldienste für eine Supermarktkette bereitstellt, bis hin zu einer komplexen Installation, die ein nationales Stromnetz überwacht. Industrieunternehmen sind definiert als Unternehmen, die keine Handels- oder Dienstleistungsunternehmen sind, aber SCADA-Systeme werden in der Regel in allen Systemen mit hohem Datenaufkommen eingesetzt, in denen große Mengen an Daten verarbeitet werden müssen, ein regelmäßiger Eingriff erforderlich ist oder eine sofortige Fernsteuerung in Kontrollsystemen erforderlich sein kann.
SCADA wird häufig in der Lebensmittel- und Getränkeindustrie, im Gebäude- und Anlagenmanagement, in der Fertigungsautomatisierung, in der Öl- und Gasindustrie, in der chemischen Industrie, im Transportwesen, in der Landwirtschaft, in der Abfallwirtschaft, in der Luft- und Raumfahrt, im Verteidigungsbereich, in der Holzproduktion, im Bauwesen, in der Zement- und Metallherstellung und in der Wasseraufbereitung eingesetzt.
Beispiele für SCADA-Anwendungen sind: Stromversorgung über ein großes geografisches Gebiet in unternehmenskritischen Systemen, Kontrolle des Verhaltens automatisierter Anlagen in Fabriken, Fernüberwachung von Offshore-Anlagen in der Öl- und Gasindustrie, Monitoring von Umweltauswirkungen im Bergbau, Regulierung der Stromversorgung für öffentliche Verkehrsmittel wie U-Bahnen, Kontrolle von Beleuchtung und Temperatur im Einzelhandel und Regulierung von Wasserständen in Dämmen.
SCADA-Systeme werden in Sektoren eingesetzt, in denen die Einhaltung von Vorschriften zwingend vorgeschrieben ist und kein Raum für menschliche Fehler besteht, beispielsweise in der Gesundheits- und Pharmaindustrie. Sie werden in Umgebungen eingesetzt, in denen die Automatisierung für das Unternehmen von Vorteil ist, z. B. bei der Herstellung von Produkten am Fließband oder auf Raumstationen.
In der traditionellen SCADA-Architektur gibt es fünf Ebenen oder Hierarchien. Die SCADA-Ebenen basieren auf der Purdue Enterprise Reference Architecture, einem Referenzmodell für die Unternehmensarchitektur. Diese Ebenen veranschaulichen, wie die Komponenten eines typischen SCADA-Systems zueinander in Beziehung stehen.
Ebene 0, am unteren Ende des Technologiestapels, umfasst die dezentralen Feldgeräte auf niedriger Ebene, z. B. Sensoren, von denen Daten erfasst werden.
Ebene 1 betrifft Eingänge und Ausgänge und besteht aus Feldgerätesteuerungen wie Programmable Logic Controllern (PLCs), intelligenten elektronischen (oder End-)Geräten (IEDs) und Remote Terminal (oder Telemetrie-)Einheiten (RTUs), die über Schnittstellen mit entfernten Feldgeräten verbunden sind.
Ebene 2 umfasst Überwachungscomputer, die Eingänge und Ausgänge von und zu Feldgerätesteuerungen verwalten, eine oder mehrere Datenbanken aktualisieren, über Schnittstellen mit externen Systemen verbunden sind und Daten für die Visualisierung auf HMIs in einem zentralen Kontrollzentrum bereitstellen.
Ebene 3 befasst sich mit der Kommunikation und Produktionssteuerung und ist die Ebene, auf der die Daten von Ebene 2 an die SCADA-Zentrale übertragen werden.
Ebene 4, das SCADA-Kontrollzentrum, ist die Ebene der Produktionsplanung oder des Unternehmensnetzwerks und umfasst HMIs, die von menschlichen Bedienern wie Technikern und Datenanalysten verwendet werden. Auf Ebene 4 können Manager und Administratoren den Produktionsdurchsatz anpassen und den Bestand und die Logistik überwachen.
Ein Sollwert ist der Zielwert für eine Variable, zum Beispiel eine Temperatur, die ein Gerät nicht überschreiten darf. SCADA-Punkte sind überwachte Ein- und Ausgänge. Ein Beispiel für einen harten Punkt ist eine Temperatur. Ein Beispiel für einen weichen Punkt ist das Ergebnis einer Berechnung oder eines Ereignisses. SCADA-Punktprotokolle helfen den Betreibern bei der Behebung von Systemproblemen, z. B. bei der Ermittlung des Zustands der verschiedenen Punkte zum Zeitpunkt des Ausfalls einer Maschine.
Die Hauptfunktionen der übergeordneten Leitstelle, auch SCADA-Host-Plattform genannt, bestehen darin, Feldgeräte wie Sensoren über Feldgerätesteuerungen wie RTUs und PLCs nach Daten abzufragen, Sollwerte an Feldgeräte wie Aktoren zu senden und Alarme zu überwachen. Die Feldgeräte befinden sich in zahlreichen Unterstationen. Ein typisches SCADA-System besteht aus mehreren Unterstationen, die mit mehreren übergeordneten Steuerungs- und Monitoring-Punkten, wie z. B. SPSen, verbunden sind. Der übergeordnete Kontrollserver kommuniziert zwischen den Feldgerätesteuerungen und der HMI-Software, die sich in einem zentralen Kontrollzentrum befindet.
Die zentrale Leitstelle ist mit Personen besetzt, die ein SCADA-System über HMIs überwachen.
Die SCADA-Programmierung erfolgt auf verschiedenen Ebenen und umfasst die Kodierung verschiedener Funktionen, z. B. die Umwandlung der von den RTUs erfassten Daten in Signale, die Erstellung von Reaktionen auf Auslöseereignisse, die Speicherung von Daten, die Erstellung von Berichten und die Gestaltung grafischer Darstellungen des Systems für die Anzeige auf HMI-Bildschirmen.
Da SCADA-Systeme für unterschiedliche Lösungen in verschiedenen Sektoren angepasst werden, hängen die in SCADA-Systemen verwendeten Programmiersprachen von der zu programmierenden Hardware oder den Anwendungsanforderungen ab. So kann beispielsweise SQL für die Verwaltung einer SCADA-Datenbank und eine Visualisierungssprache wie Visual C# für die Programmierung von HMI-Funktionen verwendet werden. Die meisten modernen SCADA-Systeme verwenden Standard-Programmierschnittstellen und APIs.
Die RTU- und PLC-Programmierung basiert auf dem IEC 61131-3-Standard und wird von PLCopen unterstützt. IEC 61131-3 ist ein von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC) festgelegter Standard zur Spezifikation der Semantik und Syntax von Steuerungsprogrammiersprachen. Zu den gebräuchlichen Steuerungsprogrammiersprachen gehören Kontaktplan, Ablaufpläne, Funktionsblockdiagramme, strukturierter Text und Anweisungslisten.
PLCopen ist eine Organisation, die Unterstützung, Code-Bibliotheken und Kodierrichtlinien für PLC-Programmierer bereitstellt.
Benachrichtigungen in Echtzeit bedeuten eine schnellere Fehlerbehebung, so dass Sie handeln können, bevor ernstere Probleme auftreten.
Zu den Feldgeräten in SCADA-Systemen, die auch als Feldinstrumentierungshardware bezeichnet werden, gehören Sensoren, Probenehmer, Aktoren, Relais, Steuereinheiten, Transmitter und Messwandler. Sensoren sind die Feldgeräte, die physikalische Eigenschaften erkennen oder messen, z. B. ob eine Maschine ein- oder ausgeschaltet ist oder wie hoch der Kraftstoffstand in einem Tank ist. Aktoren sind Feldgeräte, die eine Komponente steuern, z. B. das Ausschalten eines Ventils. Sie werden über RTUs, IEDs und PLCs verwaltet.
RTUs, IEDs und PLCs sind physische, mikroprozessorbasierte Feldgerätesteuerungen. Feldgerätesteuerungen in SCADA-Systemen überwachen und sammeln Daten in Echtzeit von Feldgeräten, übermitteln Informationen vom Standort der Geräte an eine übergeordnete Steuerung, die MTU genannt wird, und stellen sie zusammen, um sie den Systembedienern in einem zentralen Kontrollzentrum, das von menschlichen Bedienern besetzt ist, optimal zu präsentieren. Sie werden in der Regel in Schalttafeln eingebaut und sind über Schnittstellen mit den Feldgeräten über E/A-Module sowie mit der zentralen Steuerzentrale über serielle oder Netzwerkkommunikation verbunden.
Eine RTU ist ein elektronisches Gerät auf Mikroprozessorbasis. Sie besteht aus E/A-Hardware und einer Kommunikationsschnittstelle und unterstützt eine drahtlose Verbindung. RTUs sind für die Übertragung der von den Feldgeräten gesammelten Daten an die Leitstelle und die Ausgabe von Befehlen von der Leitstelle an die Feldgeräte zuständig.
Ein PLC ist ein physikalisch robuster Mikrocontroller, der den rauen physikalischen Bedingungen, wie sie in einer industriellen Umgebung vorkommen können, standhält. Ein Mikrocontroller ist ein integrierter Schaltkreis (IC), der zur Steuerung bestimmter Funktionen eines elektronischen Geräts verwendet wird. Ein Mikroprozessor hat eine zentrale Verarbeitungseinheit (CPU), während ein Mikrocontroller eine CPU, Speicher und E/A-Funktionen auf einem Chip hat. Eine PLC liefert die Informationen, die ein SCADA-System benötigt, um Prozesse zu automatisieren oder auf Alarme gemäß den kodierten Anweisungen in SCADA-Systemprogrammen und -funktionen zu reagieren. PLCs ersetzen die Relais und Zeitgeber früherer SCADA-Systeme. Im Gegensatz zu Relais können SPS nicht nur Schaltkreise überwachen, sondern auch steuern und programmiert werden. Herkömmliche SCADA-Systeme sind fast immer mit SPSen ausgestattet. Es gibt einige proprietäre E/A-Module, die ein einfaches Monitoring und Automatisierungen ohne PLC ermöglichen. PLCs, die über Funkwellen kommunizieren können, können als Ersatz für RTUs verwendet werden.
In SCADA-Systemen ist ein IED ein mikroprozessorgestütztes Gerät, das zur Übertragung und zum Empfang von Daten von Feldgeräten verwendet wird. Der Hauptunterschied besteht darin, dass ein IED in das Gerät, das es überwacht und steuert, integriert ist und über integrierte Mess-, Datenübertragungs- und Rechenfunktionen verfügt. Beispiele für IEDs sind Schutzrelais, Leistungsschaltersteuerungen und Spannungsregler. IEDs werden manchmal mit SPSen verglichen. Der Hauptunterschied zwischen SPS und IED besteht darin, dass SPS in der Regel für zentralisierte (lokale) Automatisierungsaufgaben verwendet werden, während IED in der Regel für (dezentrale) Automatisierungsaufgaben in Unterstationen eingesetzt werden.
Die Funktionen von RTUs, IEDs und PLCs überschneiden sich und es kann verwirrend sein, zwischen ihnen zu unterscheiden, aber sie haben unterschiedliche Verwendungszwecke. RTUs sind für die geografische Fernüberwachung besser geeignet als SPS, da sie die drahtlose Kommunikation unterstützen, während SPS eher für lokale Steuerungsaufgaben geeignet sind, z. B. in Fabriken und Lagern. In einigen Fällen kann ein IED direkt mit der Steuerung kommunizieren oder das System kann so eingerichtet werden, dass eine RTU die Daten von dem IED abfragt und an die Steuerung weiterleitet.
Eine MTU wird auch als Steuerungsserver, Master Controller oder Supervisory Controller bezeichnet. Die MTU beherbergt die Software, die Anweisungen darüber gibt, was mit den von RTUs und SPSen gesammelten Daten geschehen soll.
SCADA-Systeme stützen sich auf ein komplexes Kommunikationsnetz zwischen den Systemelementen und dem zentralen SCADA-Kontrollzentrum. Zu den Kommunikationsoptionen gehören festverdrahtete Optionen wie Ethernet, Telefonleitungen und Glasfaserleitungen sowie drahtlose Optionen wie Wi-Fi, Funk, Mikrowellen und Mobilfunk.
Einige der gängigsten Protokolle, die in SCADA-Systemen verwendet werden, sind Standard Modbus, Ethernet/IP, Profibus, Conitel, RP-570, IEC 60870-5 (auf dem T101 basiert) und Distributed Network Protocol (DNP3).
Modbus RTU ist das De-facto-Standardprotokoll für die serielle Kommunikation zwischen elektronischen Industriegeräten.
IEC 60870-5 ist eine Reihe von Spezifikationen, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC) entwickelt wurden, um einen offenen Standard für die Übertragung von SCADA-Daten zu schaffen, und wird in vielen elektrotechnischen Anwendungen eingesetzt.
T101, auch IEC 60870-5-101 genannt, ist ein internationaler Standard für die Kommunikation und Steuerung hauptsächlich in Stromversorgungssystemen.
DNP3 ist in Anwendungen der Prozessautomatisierung weit verbreitet, z. B. in der Wasser- und Energiewirtschaft.
Über HMIs, die als zentrale Verarbeitungszentren und grafische Benutzeroberflächen (GUIs) in SCADA-Systemen dienen, werden Daten angezeigt, reguliert und Berichte erstellt.
Der Unterschied zwischen einer HMI und einer Benutzeroberfläche besteht darin, dass die Hauptfunktion einer Benutzeroberfläche darin besteht, eine benutzerfreundliche Oberfläche bereitzustellen, die eine effiziente Navigation in einer Anwendung ermöglicht, während die Hauptfunktion einer HMI darin besteht, dem Bediener die Durchführung von Steuerungsaufgaben über eine Vielzahl von Schnittstellen zu ermöglichen, nicht nur über visuelle Schnittstellen. HMIs sind nicht auf ansprechende Schnittstellen angewiesen und können aus einer einfachen Konsole mit Knöpfen, Tasten und Hebeln zur Durchführung von Steuerungsaufgaben bestehen.
HMIs sammeln keine Daten, sondern berichten über Daten, die von RTUs, PLCs und IEDs gesammelt werden. Zwar können SCADA-Systeme theoretisch auch ohne HMI betrieben werden, doch wäre dies in den meisten Fällen sinnlos, da die Bediener die Daten nicht sehen oder keine Berichte erhalten könnten. HMIs sind so konzipiert, dass sie Prozesse und Anlagen automatisch überwachen, Bediener über routinemäßige Wartungsanforderungen informieren, bei System- oder Geräteausfällen Warnungen senden und bei Bedarf Änderungen an der Anlage auslösen, z. B. das Ausschalten einer Maschine.
HMIs versorgen das Management eines Unternehmens mit Trends, d. h. mit grafischen Darstellungen von historischen und Echtzeitdaten.
Vor Ort greifen die Bediener auf SCADA-Daten zu, zum Beispiel über PCs, PDAs, Mobiltelefone oder OTIs.
Die Daten in einem SCADA-System können in einer On-Premises- oder Cloud-Datenbank gespeichert werden. Datenbanken in SCADA werden manchmal als Datenhistoriker bezeichnet. Ein Datenhistoriker ist für die effiziente Erfassung, Speicherung und Verarbeitung von Zeitreihendaten optimiert, die zur Anzeige von Trends in SCADA-Systemen verwendet werden.
SCADA-Systeme dienen dazu, bestimmte Prozesse und Verhaltensweisen auf einer Überwachungsebene zu kontrollieren und zu überwachen. Die Hauptaufgabe eines Überwachungssystems besteht darin, menschliche Bediener mit digitalen Daten zu verbinden, die von Feldgeräten erfasst werden. SCADA-Systeme sind ereignisgesteuert und nicht dafür ausgelegt, die Initiative bei der Durchführung fortgeschrittener Prozesssteuerungsfunktionen zu ergreifen. Sie reagieren auf Echtzeit-Ereignisse, z. B. auf die Meldung, dass ein Gerät überhitzt, indem sie es automatisch oder manuell aus der Ferne ausschalten.
Ein Überwachungssystem kann aus einem einzigen Computer in kleinen SCADA-Systemen oder aus zahlreichen Computern bestehen, auf denen verteilte Softwareanwendungen laufen und die in einem großen SCADA-Netz mit mehreren Ausweichstandorten verbunden sind.
Die Überwachungssteuerung in SCADA-Systemen wird durch eine übergeordnete Steuerung realisiert, die Eingabe- und Ausgabeelemente miteinander verbindet und mit HMIs integriert, die sich in zentralen Knotenpunkten befinden und von Menschen bedient werden. Während das übergeordnete Kontrollzentrum den größten Teil der Datenerfassung, -verarbeitung und -übertragung übernimmt, werden diese Informationen immer an das zentrale Kontrollzentrum zur Analyse, Berichterstattung und Leistungsüberwachung durch Personen weitergeleitet.
SCADA-Systeme fallen unter den Oberbegriff ICS. Einige Beispiele für ICS sind programmierbare Automatisierungssteuerungen (PAC), HMIs, PLCs, verteilte Steuerungssysteme (DCS), IEDs und RTUs.
ICS werden nach ihrer Funktionalität, Anwendung und Komplexität kategorisiert. RTUs verbinden beispielsweise verschiedene Arten von Hardware mit anderen Steuerungssystemen wie SCADA-Systemen oder DCSs, während HMIs die Mensch-Maschine-Kommunikation (H2M) steuern. PLCs sind für das Monitoring und die Steuerung von Feldgeräten wie Sensoren und Aktoren konzipiert.
Die Hauptfunktion eines SCADA ICS ist die Erleichterung der Kommunikation zwischen unterschiedlichen Remote-Hardware-Geräten und menschlichen Bedienern auf der Grundlage der erfassten Daten.
Die Telemetrie umfasst die Messung und Übertragung von Daten und des Zustands entfernter Geräte an eine zentrale Stelle, wo sie analysiert werden können. SCADA-Systeme verwenden Telemetrie, um den Zustand und die Messdaten von Feldgeräten zu erfassen, zu analysieren, zu speichern und darüber zu berichten.
Der Begriff Telemetrie wird manchmal austauschbar mit dem Begriff Telematik verwendet, aber Telemetrie ist eine Teilmenge der Telematik.
In SCADA-Systemen bezieht sich die Datenerfassung auf den Prozess der Erfassung von Daten von entfernten Sensoren (Eingängen) und deren Übertragung über Feldcontroller an einen zentralen Kontrollpunkt. Zu den Arten von Sensoren gehören Bewegungs-, Temperatur-, Druck- und Vibrationssensoren. Die erfassten Daten werden verarbeitet und analysiert und können zur Fernsteuerung von Aktoren (Ausgängen) verwendet werden. Beispiele für Aktoren sind Servomotoren, Schrittmotoren, Pneumatikzylinder, LEDs, Einspritzdüsen und Solenoide. Datenerfassungssysteme werden auch zur Vorhersage künftiger Ereignisse eingesetzt, z. B. durch Monitoring von Wettermustern zur Vorhersage möglicher Naturkatastrophen wie Überschwemmungen.
Ein SCADA-System ist eine Art von Prozessleitsystem (PCS) - manchmal auch als ICS bezeichnet - und eine Art von Prozessautomatisierungssystem (PAS). Prozessautomatisierung und Prozesssteuerung sind miteinander verknüpft.
Der Begriff Prozessautomatisierung bezieht sich auf den Einsatz verschiedener Technologien zur Automatisierung bestimmter Prozesse, die zahlreiche sich wiederholende, komplexe oder gefährliche Aufgaben auf hohem Niveau beinhalten können. Beispiele für die Prozessautomatisierung sind das automatisierte Monitoring und die Berichterstattung über die Systemleistung oder das automatisierte Abfüllen und Verpacken von Getränken in einer Fabrik.
Der Begriff Prozesssteuerung kann je nach Szenario zwei verschiedene Bedeutungen haben. Im ersten Szenario kann sich der Begriff auf die Steuerung und das Monitoring einfacher Ereignisse oder Geräte wie den Füllstand einer Flasche beziehen. In diesem Sinne kann sich ein PCS auf ein physisches Gerät wie einen Füllstandssensor beziehen. Im zweiten Szenario kann sich der Begriff auf die Überwachung und Steuerung eines komplexen automatisierten Systems auf hoher Ebene beziehen. In diesem Szenario kann sich ein PCS auf die Software und die Schnittstellen beziehen, die es dem Bedienpersonal ermöglichen, zahlreiche automatisierte Prozesse zu überwachen und auf Warnungen und Benachrichtigungen zu reagieren, z. B. dass die Abfüllmaschine überhitzt ist. In diesem Sinne verbindet die Prozesssteuerung alle Elemente eines automatisierten Prozesses oder von Prozessen miteinander.
Die Alarmierung ist ein wesentliches Merkmal von SCADA-Systemen. Alarme sind Benachrichtigungen, die die Bediener über ein Ereignis informieren und können von routinemäßigen Wartungserinnerungen bis hin zu Notfallalarmen reichen. Einige häufige Auslöser für SCADA-Alarme sind Geräteausfälle, Systemstillstände und Abweichungen bei gewünschten Gerätekennzahlen. SCADA Alarme können Benachrichtigungen über unzureichende Leistung und Nichteinhaltung von Vorschriften liefern.
Ein Alarm kann eine automatische Reaktion auslösen, z. B. die Benachrichtigung eines Bedieners über einen Stromausfall in einer Station und die gleichzeitige automatische Aktivierung einer USV und einer Backup-Stromversorgung.
Manchmal wird SCADA mit dem industriellen Internet der Dinge (IIoT) verglichen, und einige Kommentatoren sagen voraus, dass IIoT-Anwendungen traditionelle SCADA-Systeme ersetzen werden.
Traditionelle SCADA-Systeme und IoT-Anwendungen in industriellen Umgebungen führen dieselben Funktionen aus, wie das Überwachen von Maschinen, das Sammeln von Daten, das Reagieren auf Alarme und das Steuern von Feldgeräten. Es gibt jedoch eine Reihe von Unterschieden zwischen ihnen.
Herkömmliche SCADA-Systeme sind für die alltägliche Verwaltung von Daten in Industrieanlagen konzipiert. Ihnen fehlen die leistungsstarken Analysefunktionen, die IIoT-Systeme auszeichnen.
SCADA-Modelle sind im Gegensatz zu IIoT-Systemen nicht für eine vollständige Kompatibilität mit mehreren Unternehmensanwendungen ausgelegt.
In den meisten herkömmlichen SCADA-Systemen werden die Daten mithilfe von Open Platform Communications (OPC) als Kommunikationsstandard für die Übertragung von Daten von Feldgeräten an das Kontrollzentrum erfasst. IIoT-Systeme verwenden webbasierte Dienste und APIs, die die Verbindung unterschiedlicher Edge-Geräte mit Protokollen wie Message Queuing Telemetry Transport (MQTT), HTTPS und REST ermöglichen. IIoT-Systeme verwenden intelligente Gateways, um Daten an einen zentralen Hub zu senden.
Die weit verbreitete Verwendung proprietärer Geräte in herkömmlichen SCADA-Systemen beeinträchtigt die Interoperabilität - ein Merkmal der industriellen Automatisierung, für das das IIoT speziell entwickelt wurde. IIoT-Systeme bieten bedarfsgerechte Skalierbarkeit durch serverlose Architekturen. Herkömmliche SCADA-Systeme nutzen kabelgebundene Verbindungen und sind On-Premises-basiert, während IIoT-Systeme drahtlose Verbindungen nutzen und Cloud-basiert sind. Traditionelle SCADA-Systeme sind zentralisiert, während IIoT-Systeme dezentralisiert sind.
Einige Unternehmen implementieren hybride Systeme, damit sie die Kontrolle über bestimmte Daten und Prozesse behalten können. On-Premises-Geräte können über Bedienerschnittstellen-Terminals (OITs) überwacht werden, d. h. über spezielle Terminals, die Informationen über Daten und Prozesse auf lokalen Geräten anzeigen und es einem Bediener ermöglichen, lokale Geräte vor Ort zu steuern.
IIoT-Anwendungen werden zunehmend als Alternative, nicht als Ersatz, für herkömmliche SCADA-Systeme betrachtet und können zusätzlich zu SCADA implementiert werden, wodurch die Nachteile der Anbieterbindung wie mangelnde Standardisierung und Interoperabilität verringert werden. Das IIoT kann es Unternehmen ermöglichen, bestehende Infrastrukturen beizubehalten und die Fähigkeiten bestehender Anlagen zu verbessern. Einer der Hauptvorteile der Integration von IIoT- und SCADA-Systemen besteht darin, dass relativ einfache SCADA-Messungen und -Gerätezustände durch Cloud-Computing- und maschinelle Lernanwendungen analysiert werden können, was tiefgreifende Informationen über die Effizienz eines SCADA-Systems liefert.
Cloud-basierte SCADA-Systeme sind kosteneffizienter, da Anwendungen in einer virtuellen Umgebung ausgeführt werden und somit bestimmte Hardware wie PCs, auf denen einzelne Software-Instanzen laufen, nicht mehr gepatcht und aktualisiert werden müssen.
Hybride SCADA-Systeme und IIoT-Plattformen sind in der Lage, Daten von verschiedenen Gerätetypen zu integrieren und von überall aus zugänglich zu machen.
Die Vorläufer der modernen SCADA-Systeme waren CPS. Sie wurden in den frühen 1900er Jahren entwickelt und ermöglichten die Fernüberwachung des Stromversorgungszustands in Umspannwerken, auch wenn sie über Telefonleitungen fest verdrahtet waren.
Der Begriff SCADA wurde erstmals in den 1960er Jahren von der Bonneville Power Administration (BPA) verwendet. Die BPA ist eine Bundesbehörde, die 1937 gegründet wurde, um Strom zu vermarkten und Energieanlagen im pazifischen Nordwesten zu entwickeln. In den 1960er Jahren wurde die Telemetrie zur Überwachung entfernter Hardwarekomponenten eingeführt. Der Begriff SCADA wurde 1987 offiziell in ISA RP60.6 definiert, einem Dokument, das Methoden und Terminologie für Komponenten in Kontrollzentren festlegte. Der Begriff SCADA wurde in den 1970er Jahren im Zusammenhang mit der zunehmenden Verwendung von Mikroprozessoren und SPS zum allgemeinen Sprachgebrauch.
Die Popularität moderner SCADA-Systeme entstand aus dem Bedürfnis von Industrieunternehmen, Versorgungsbetrieben und Fertigungsbetrieben, Maschinen über große Entfernungen fernsteuern und Prozesse automatisieren zu können.
Die erste Definition eines SCADA-Systems beschreibt, dass es aus drei Hauptkomponenten besteht: einer Master-Station, einem Kommunikationstransportsystem und einer Remote-Station. Während sich die Technologien, aus denen diese Komponenten bestehen, im Laufe der Jahre verändert haben, sind die Funktionalitäten gleich geblieben.
Es gibt vier Generationen von SCADA-Systemen.
Die erste Generation (1960er Jahre) von SCADA-Systemen hatte eine monolithische Systemarchitektur. Ein monolithisches Computersystem hat eine einstufige Architektur, bei der funktionale Komponenten wie Kommunikation, Datenverarbeitung, Benutzeroberfläche und Fehlerbehandlung alle von einer Anwendung auf einer Plattform verwaltet werden. SCADA-Systeme liefen in dieser Zeit auf eigenständigen Großrechnern und nutzten Netzwerke nur zur Verbindung mit den RTUs vor Ort. Die meisten der verwendeten Geräte waren proprietär. Die Funktionalität der monolithischen SCADA-Systeme beschränkte sich auf die Überwachung von Sensoren, die Reaktion auf Alarme und die Steuerung von Sollwerten (gewünschte Messgrößen).
Die zweite Generation (1970er Jahre) der SCADA-Systeme hatte eine verteilte Systemarchitektur. In diesem Modell waren die SCADA-Funktionen auf mehrere Stationen verteilt, die über ein lokales Netzwerk (LAN) verbunden waren. Jede Station war für eine bestimmte Aufgabe zuständig, z. B. die Bereitstellung von E/A-Funktionen oder die Verwaltung der Bedienerschnittstelle, und tauschte mit den anderen Stationen Informationen in Echtzeit aus. Mehrere Stationen boten mehr Verarbeitungsleistung, verbesserten die Redundanz und machten das System zuverlässiger.
Weder die SCADA-Systeme der ersten noch der zweiten Generation verwendeten Standard-Netzwerkprotokolle. Da sie nicht mit dem Internet verbunden waren, wurden sie als geschlossene Systeme bezeichnet, die ein geringeres Sicherheitsrisiko mit sich brachten. Der Hauptunterschied zwischen SCADA-Systemen der ersten und der zweiten Generation besteht darin, dass die Systeme der ersten Generation keine Verbindung zu anderen Systemen hatten.
Bei der vernetzten SCADA-Systemarchitektur, der dritten Generation (1980er Jahre) von SCADA-Systemen, wurden die Systemgeräte über ein Prozesskontrollnetzwerk (PCN) verbunden. Ein PCN besteht aus mehreren LANS und bietet eine WAN-Infrastruktur (Wide Area Network) für die Verwaltung und Steuerung von Komponenten in einem Netzwerk.
Der Hauptunterschied zwischen SCADA-Systemen der zweiten und der dritten Generation besteht darin, dass die Systeme der dritten Generation offene Systeme und keine proprietären Komponenten verwenden.
SCADA-Systeme der vierten Generation (2000er Jahre) nutzen Cloud-Computing- und IoT-Technologien, z. B. die Verwendung eines Webbrowsers anstelle eines herkömmlichen HMI. Cloud-Umgebungen ermöglichen die Nutzung komplexer Steuerungsalgorithmen in geografisch verteilten Systemen überall auf der Welt. SCADA-Systeme der vierten Generation erfordern geringere Investitionskosten für die Ausrüstung, sind aber an Abonnements gebunden. Cloud-basierte SCADA-Systeme ermöglichen eine praktisch unbegrenzte Skalierung, einen professionellen Dienst für Monitoring und Fehlerbehebung sowie schnellere Reaktionszeiten.
Um ihre herkömmlichen SCADA-LANs zu erweitern, entscheiden sich einige Unternehmen dafür, ihre Glasfaser- oder Kupferkabelinfrastruktur durch die kosteneffizientere drahtlose Kommunikation zu ersetzen. Je nach den Anforderungen an die Reichweite gibt es zahlreiche Optionen, darunter Bluetooth, ZigBee, Wi-Fi, Mobilfunk, herstellerspezifische ISM-Funkbänder (Industrie, Wissenschaft und Medizin) und VHF/UHF (sehr hohe Frequenz/Ultrahochfrequenz). VHF/UHF wird für die Kommunikation über große Entfernungen von bis zu 40 Meilen verwendet. Im Gegensatz dazu haben Bluetooth und Zigbee eine Reichweite von etwa 300 Fuß. Mobilfunk mit einer Reichweite von bis zu fünf Meilen ist wohl die am häufigsten verwendete Funktechnologie für industrielle Anwendungen.
Der neueste Trend bei der Entwicklung von SCADA-Systemen sind kleine, App-basierte SCADA-Lösungen, die einfacher zu entwickeln und zu verwenden sind, effizienter laufen und kostengünstiger sind, insbesondere für KMUs, für die die Kosten für SPS unerschwinglich sein können. App-basierte SCADA-Lösungen werden durch eine neue App-Server-Technologie ermöglicht, die drahtlose 900-MHz-Telemetrie nutzt und die Programmierung und das Hosting von Anwendungen Dritter in der Cloud ermöglicht. 900 MHz ist ein unlizenziertes Band mit geringem Überlastungsgrad, das von drahtlosen und hybriden SCADA-Systemen genutzt wird. Entwickler, die app-basierte SCADA-Systeme bauen, können jede beliebige Programmiersprache - wie Python, Java oder Node-RED - verwenden, die mit einem Linux-Kernel kompatibel ist.
Es gibt keine einheitliche SCADA-Norm. Organisationen übernehmen Rahmenwerke, Richtlinien, Protokolle, Spezifikationen und Standards, die für ihre Branche relevant sind. Diese Normen können für die Einhaltung von Vorschriften in verschiedenen geografischen Gebieten oder Ländern verbindlich sein oder auch nicht. Das ISA112-Normenkomitee erklärt: "Verschiedene Branchen verwenden den Begriff 'SCADA' für viele verschiedene Dinge, die für die jeweilige Branche spezifisch sind. Jede dieser Branchen verwendet den Begriff SCADA zu Recht in ihrem eigenen Kontext."
Moderne IT-Standards und -Protokolle haben die Sicherheit, Effizienz und Zuverlässigkeit von SCADA-Systemen, die kritische Infrastrukturen überwachen, verbessert. Es gibt allgemein gültige Richtlinien und Spezifikationen für alle Elemente eines SCADA-Systems, von der vorgeschlagenen Terminologie zur Beschreibung eines SCADA-Systems bis hin zu Vorlagen für die Gestaltung von Kontrollräumen und HMIs, Anforderungen für serielle und Netzwerkprotokolle, Spezifikationen für Hard- und Software, Vorschläge für das Alarmmanagement, Referenzarchitekturen für Leitebenen, empfohlene Praktiken für die elektronische und physische Sicherheit in Umspannwerken und Richtlinien für die Einhaltung von Vorschriften.
Es gibt zahlreiche Gremien, die zu SCADA-bezogenen Normen und Richtlinien beitragen, wie das American National Standards Institute/Institute of Electrical and Electronic Engineers (ANSI/IEEE), die Electronic Industries Alliance/Telecommunications Industry Association (EIA/TIA), das National Institute of Standards and Technology (NIST) und die International Electrotechnical Commission (IEC).
In der Industrieautomationsbranche ist die ISA112 zu nennen, ein von der International Society of Automation (ISA) entwickelter Normenausschuss. Einfluss auf die Energiebranche haben der North American Electric Reliability Council (NERC), das Department of Energy (DOE) und die Nuclear Regulatory Commission (NRC). Zu den Regulierungsgremien im Wassersektor gehören die Environmental Protection Agency (EPA), der Water Sector Coordinating Council (WSCC), der Water Sector Government Coordinating Council (GCC) und der Critical Infrastructure Protection Advisory Council (CIPAC). Die Federal Energy Regulatory Commission (FERC) ist die wichtigste Regulierungsbehörde für die Bereiche Strom, Erdgas und Ölpipelines.
SCADA-Systeme wurden ursprünglich nicht unter dem Aspekt der Sicherheit entwickelt.
Einige der häufigsten Sicherheitsschwachstellen in SCADA-Systemen, die vom NIST identifiziert wurden, sind die schwache oder nicht vorhandene Authentifizierung von Feldgeräten, die unverschlüsselte Kommunikation mit SCADA-MTUs, das Fehlen von prozesssteuerungsspezifischen Sicherheitsrichtlinien, unsichere Netzwerkverbindungen, die weit verbreitete Verfügbarkeit von Informationen über Steuerungssysteme für Cyber-Kriminelle, die fehlende Wartung und Überwachung von Geräten und die Einführung von Technologien mit bekannten Schwachstellen.
Die Sicherheit moderner SCADA-Systeme wird in mehreren Normen, Richtlinien und Best-Practice-Dokumenten behandelt. Diese Dokumente wurden von Organisationen wie dem IEEE, Underwriters Laboratory (UL), dem DOE, dem NERC, dem Centre for the Protection of National Infrastructure (CPNI) und dem NIST entwickelt.
Viele Organisationen verwenden die Normen ISO/IEC 27002 und ISO/IEC 17799 als Grundlage für das SCADA-Sicherheitsmanagement.
PRTG ist eine umfassende Monitoring-Software für Netzwerke und überwacht Ihre gesamte IT-Infrastruktur.
ICS wie SCADA-Systeme, PLCS und RTUs sind operative Technologien (OTs). OTs sind Hardware- und Softwareelemente eines Computersystems, deren Funktion es ist, Ereignisse und physikalische Geräte zu erkennen oder zu verändern. Der Begriff wird verwendet, um Automatisierungsgeräte und -prozesse in industriellen Systemen von herkömmlicher IT-Software und -Hardware wie Servern, Routern, Programmen und Daten zu unterscheiden.
Eine der Herausforderungen beim Monitoring moderner Industriesysteme ist die Konvergenz von IT und OT. Paessler PRTG Network Monitor überwacht ermöglicht es Unternehmen, einen einheitlichen Überblick über IT- und OT-Aspekte von Industriesystemen zu erhalten. PRTG unterstützt Node-RED, OPC UA, Smart Edge Gateways, MQTT und Modbus, um OT-Metriken von entfernten Geräten zu erfassen und mit einer bestehenden Monitoring-Lösung zusammenzuführen. Im Folgenden finden Sie einige Beispiele, wie PRTG Unternehmen dabei helfen kann, OT-Daten in ihre bestehende IT Monitoring-Lösung zu integrieren.
