Les systèmes SCADA automatisent l'extraction, la supervision, le traitement, la distribution, l'enregistrement et l'affichage des données recueillies à partir de dispositifs de terrain distants tels que des capteurs, des machines d'usine, des moteurs, des pompes, des vannes et d'autres dispositifs finaux dans des environnements à forte intensité d'actifs tels que les entreprises industrielles, les installations de fabrication, les centrales nucléaires et les raffineries de pétrole.
Le développement d'un système SCADA implique la programmation de routines et d'applications pour automatiser les réponses aux événements sur la base des mesures recueillies et traitées par un centre de contrôle de supervision, comprenant un réseau de communication, des interfaces utilisateur, des contrôleurs de dispositifs, des ordinateurs clients et serveurs, et des installations de stockage.
Les systèmes SCADA ne sont pas des systèmes de contrôle complets et remplissent des fonctions de contrôle de supervision limitées. Ils supervisent et rassemblent des mesures telles que la pression, la température, le débit, le pH, le temps de cycle et le volume. Ces mesures sont utilisées pour évaluer les performances et l'efficacité des processus industriels, la qualité des données et des produits, et la conformité aux normes et réglementations de fabrication. Les commandes automatisées SCADA répondent aux données d'entrée pour réguler et contrôler l'état et le comportement des dispositifs de terrain, comme l'ajustement de la température dans un centre de données.
Les systèmes SCADA sont utilisés par les opérateurs de machines et les administrateurs IT dans des centres centraux pour visualiser, via des interfaces homme-machine (IHM), des informations sur le comportement et l'état d'équipements distants, par exemple un pipeline qui fuit, et pour contrôler manuellement des dispositifs à distance.
Les principaux fournisseurs de systèmes SCADA sont Schneider Electric, Siemens, Rockwell Automation, Mitsubishi Electric et Emerson Electric.
Les alertes personnalisées et la visualisation des données vous permettent d'identifier et de prévenir rapidement les problèmes de santé et de performance du réseau.
La principale raison pour laquelle les systèmes SCADA sont utilisés est l'automatisation de processus spécifiques qui sont soit trop complexes ou dangereux pour les personnes, soit répétitifs. Les systèmes SCADA permettent aux organisations d'analyser une condition mesurée et de programmer une réponse optimale qui peut être exécutée de manière cohérente et automatique à chaque fois.
Avant l'introduction du SCADA, les fabricants industriels s'appuyaient sur des personnes qui contrôlaient et supervisaient manuellement les équipements sur le site. Au départ, les organisations utilisaient des relais et des minuteries pour un certain degré de contrôle de supervision de l'équipement à distance, mais au fur et à mesure que les entreprises se développaient, la configuration et la maintenance des relais et des minuteries devenaient trop compliquées et trop coûteuses.
Les systèmes SCADA permettent aux techniciens, aux opérateurs de machines et aux processus automatisés d'obtenir en temps réel des données provenant de composants matériels distants, d'analyser et de manipuler les données acquises et d'effectuer des tâches de contrôle limitées telles que la fermeture d'une vanne dans un système d'irrigation à distance ou l'arrêt d'une pompe dans une installation de production de pétrole en cas de fuite.
Les systèmes SCADA réduisent les erreurs humaines et les coûts de main-d'œuvre. Ils aident les opérateurs à prendre des décisions éclairées dans le cadre de processus industriels complexes et à réagir rapidement pour maintenir le temps disponible du système et augmenter la productivité. En outre, ils aident les entreprises à accroître leur efficacité, à réduire les déchets, à prolonger la durée de vie des équipements et à garantir la conformité aux réglementations.
Le SCADA atténue le risque de défaillance des infrastructures nationales critiques telles que les oléoducs, les usines chimiques, les systèmes d'adduction d'eau, les centrales nucléaires et les réseaux de transport. Cette défaillance pourrait sinon avoir un impact majeur sur de larges pans de la communauté, notamment des pertes en vies humaines, des pertes économiques et des perturbations des services de base.
Les systèmes SCADA peuvent être configurés pour n'importe quelle application industrielle, qu'il s'agisse d'un petit système fournissant des services de réfrigération à une chaîne de supermarchés ou d'une installation complexe supervisant un réseau électrique national. Les entreprises industrielles sont définies comme des entreprises autres que les entreprises commerciales ou de service, mais les systèmes SCADA sont généralement utilisés dans tout système lourd où de grandes quantités de traitement sont requises, où une intervention régulière est nécessaire ou où une remédiation immédiate à distance peut être exigée dans les systèmes de contrôle de mission.
Le SCADA est couramment utilisé dans les secteurs de l'alimentation et des boissons, de la gestion des bâtiments et des installations, de l'automatisation de la fabrication, du pétrole et du gaz, de la chimie, des transports, de l'agriculture, du contrôle des déchets, de l'aérospatiale, de la défense, de la production de bois d'œuvre, de la construction, de la fabrication de ciment et de métal, et de l'épuration de l'eau.
Voici quelques exemples d'applications SCADA : fournir de l'énergie sur une zone géographique étendue dans les systèmes critiques, contrôler le comportement des équipements automatisés dans les usines, superviser à distance les actifs offshore dans l'industrie pétrolière et gazière, superviser les impacts environnementaux dans l'industrie minière, réguler l'alimentation électrique des transports publics tels que les métros, contrôler l'éclairage et la température dans le secteur de la vente au détail et réguler les niveaux d'eau dans les barrages.
Les systèmes SCADA sont utilisés dans les secteurs où la conformité réglementaire est obligatoire et où il n'y a pas de place pour l'erreur humaine, par exemple dans les secteurs de la santé et de l'industrie pharmaceutique. Ils sont utilisés dans des environnements où l'automatisation est bénéfique pour l'entreprise, par exemple lorsque des produits sont fabriqués sur une chaîne de montage ou sur des stations spatiales.
L'architecture SCADA traditionnelle comporte cinq niveaux ou hiérarchies. Les niveaux SCADA sont basés sur Purdue Enterprise Reference Architecture, un modèle de référence pour l'architecture d'entreprise. Ces niveaux illustrent la manière dont les composants d'un système SCADA typique sont liés les uns aux autres.
Le niveau 0, au bas de la pile technologique, comprend les dispositifs de terrain distants de bas niveau, tels que les capteurs, à partir desquels les données sont acquises.
Le niveau 1 concerne les entrées et les sorties et se compose de contrôleurs de dispositifs de terrain tels que les automates programmables (PLC), les dispositifs électroniques (ou finaux) intelligents (IED) et les unités de terminal à distance (ou de télémétrie) (RTU) qui se connectent via des interfaces avec des dispositifs de terrain distants.
Le niveau 2 comprend les ordinateurs de supervision qui gèrent les entrées et les sorties des contrôleurs de dispositifs de terrain, mettent à jour une ou plusieurs bases de données, se connectent via des interfaces avec des systèmes externes et fournissent des données pour la visualisation sur des IHM à un centre de contrôle centralisé.
Le niveau 3 concerne les communications et le contrôle de la production et est le niveau auquel les données du niveau 2 sont transmises au centre de contrôle SCADA.
Le niveau 4, le centre de contrôle SCADA, est le niveau de planification de la production ou le niveau du réseau d'entreprise et comprend les IHM utilisées par les opérateurs humains tels que les techniciens et les analystes de données. Au niveau 4, les gestionnaires et les administrateurs peuvent ajuster le débit de production et superviser les stocks et la logistique.
Un point de consigne est la valeur cible d'une variable, par exemple une température qu'un équipement ne doit pas dépasser. Les points SCADA sont des entrées et des sorties supervisées. La température est un exemple de point dur. Le résultat d'un calcul ou d'un événement est un exemple de point faible. Les logs des points SCADA aident les opérateurs à résoudre les problèmes du système, par exemple en identifiant l'état des différents points au moment où une machine est tombée en panne.
Les principales fonctionnalités du centre de contrôle de supervision, également appelé plate-forme hôte SCADA, consistent à interroger les dispositifs de terrain tels que les capteurs via les contrôleurs de dispositifs de terrain tels que les RTU et les PLC pour obtenir des données, à envoyer des points de consigne aux dispositifs de terrain tels que les actionneurs, et à superviser les alertes. Les appareils de terrain sont situés dans de nombreuses sous-stations. Un système SCADA typique comprend plusieurs sous-stations qui sont reliées à plusieurs points de contrôle et de supervision de niveau supérieur, tels que des automates programmables. Le serveur de contrôle de supervision communique entre les contrôleurs des appareils de terrain et le logiciel HMI qui se trouve dans un centre de contrôle central.
Le centre de contrôle central est occupé par des personnes qui supervisent un système SCADA à l'aide d'IHM.
La programmation SCADA s'effectue à différents niveaux et implique le codage de différentes fonctions, par exemple la conversion des données collectées par les RTU en signaux, la création de réponses pour les événements déclencheurs, le stockage des données, la création de rapports et la conception d'illustrations graphiques du système à afficher sur les écrans HMI.
Les systèmes SCADA étant personnalisés pour des solutions disparates dans différents secteurs, les langages de programmation utilisés dans les systèmes SCADA dépendent du matériel programmé ou des configurations requises pour l'application. Par exemple, SQL peut être utilisé pour gérer une base de données SCADA et un langage de visualisation comme Visual C# peut être utilisé pour coder les fonctions HMI. La plupart des systèmes SCADA modernes utilisent des interfaces de programmation standard et des API.
La programmation des RTU et des PLC est basée sur la norme IEC 61131-3 et supportée par PLCopen. La norme CEI 61131-3 est une norme établie par la Commission électrotechnique internationale (CEI) pour spécifier la sémantique et la syntaxe des langages de programmation de contrôle. Les langages de programmation de contrôle courants comprennent la logique en échelle, les diagrammes fonctionnels séquentiels, les diagrammes de blocs fonctionnels, le texte structuré et les listes d'instructions.
PLCopen est une organisation qui fournit une assistance, des bibliothèques de codes et des directives de codage aux programmeurs de PLC.
Les notifications en temps réel sont synonymes de dépannage plus rapide, ce qui vous permet d'agir avant que des problèmes plus graves ne surviennent.
Les dispositifs de terrain des systèmes SCADA, également appelés matériel d'instrumentation de terrain, comprennent les capteurs, les échantillonneurs, les actionneurs, les relais, les unités de contrôle, les transmetteurs et les transducteurs. Les capteurs sont les dispositifs de terrain qui détectent ou mesurent des propriétés physiques, comme la mise en marche ou l'arrêt d'une machine, ou le niveau de carburant dans un réservoir. Les actionneurs sont des dispositifs de terrain qui contrôlent un composant, par exemple la fermeture d'une vanne. Ils sont gérés par des RTU, des IED et des PLC.
Les RTU, IED et PLC sont des contrôleurs physiques de dispositifs de terrain basés sur des microprocesseurs. Les contrôleurs de terrain des systèmes SCADA supervisent et collectent les données en temps réel à partir des dispositifs de terrain, transmettent les informations de l'emplacement des dispositifs à un contrôleur de supervision appelé IT, et les compilent pour les présenter de manière optimale aux opérateurs du système dans un centre de contrôle centralisé géré par des opérateurs humains. Ils sont généralement montés sur panneau et se connectent via des interfaces avec les dispositifs de terrain par le biais de modules d'E/S, ainsi qu'avec le centre de contrôle central par le biais de communications série ou réseau.
Une RTU est un dispositif électronique basé sur un microprocesseur. Elle se compose d'un matériel d'E/S et d'une interface de communication et prend en charge une connexion sans fil. Les RTU sont chargées de transmettre les données collectées par les appareils de terrain au centre de contrôle et d'émettre des commandes du centre de contrôle vers les appareils de terrain.
Un PLC est un microcontrôleur physiquement robuste qui peut résister à des conditions physiques difficiles telles qu'on peut les trouver dans un environnement industriel. Un microcontrôleur est un circuit intégré (ICS) utilisé pour contrôler des fonctions spécifiques d'un appareil électronique. Un microprocesseur possède une unité centrale de traitement (CPU), tandis qu'un microcontrôleur possède une CPU, une mémoire et des capacités d'E/S sur une seule puce. Un PLC fournit les informations dont un système SCADA a besoin pour automatiser des processus ou répondre à des alertes selon des instructions codées dans les programmes et les fonctions du système SCADA. Les automates remplacent les relais et les minuteries des premiers systèmes SCADA. Contrairement aux relais, les automates sont capables de superviser et de contrôler les circuits et peuvent être programmés. Les systèmes SCADA traditionnels sont presque toujours équipés d'automates. Il existe des modules d'E/S propriétaires qui permettent de superviser et d'automatiser simplement sans PLC. Les automates qui peuvent communiquer par ondes radio peuvent remplacer les RTU.
Dans les systèmes SCADA, un IED est un dispositif à base de microprocesseur utilisé pour transmettre et recevoir des données des dispositifs de terrain. Ils sont parfois décrits comme une amélioration d'une RTU traditionnelle, les principales différences étant qu'un DEI est intégré au dispositif qu'il supervise et contrôle et qu'il possède des capacités de mesure, de transmission de données et de calcul buildées. Les dispositifs de relais de protection, les contrôleurs de disjoncteurs et les régulateurs de tension sont des exemples de DEI. Les DEI sont parfois comparés aux automates programmables. La principale différence entre les automates et les DEI est que les automates sont généralement utilisés pour des tâches d'automatisation centralisées (locales) alors que les DEI sont généralement utilisés pour des tâches d'automatisation de sous-station (à distance).
Les fonctionnalités des RTU, des ITED et des PLC se chevauchent et il peut être difficile de les différencier, mais ils ont des utilisations distinctes. Les RTU sont considérées comme plus adaptées que les PLC pour la télémétrie géographique à distance car elles prennent en charge la communication sans fil, tandis que les PLC conviennent mieux aux tâches de contrôle local, par exemple dans les usines et les entrepôts. Dans certains cas, un IED peut communiquer directement avec le contrôleur ou le système peut être configuré de manière à ce qu'une RTU interroge l'IED pour obtenir les données et les transmettre au contrôleur.
Un MTU est également appelé serveur de contrôle, contrôleur principal ou contrôleur de supervision. Le MTU héberge le logiciel qui fournit des instructions sur ce qui doit être fait avec les données recueillies par les RTU et les PLC.
Les systèmes SCADA reposent sur un réseau de communication complexe entre les éléments du système et le centre de contrôle SCADA. Les options de communication comprennent les options câblées comme Ethernet, les lignes téléphoniques et les lignes de fibre optique, les options sans fil comme le wi-fi, la radio, les micro-ondes et les téléphones cellulaires.
Certains des protocoles les plus populaires utilisés dans les systèmes SCADA sont le Modbus standard, Ethernet/IP, Profibus, Conitel, RP-570, IEC 60870-5 (sur lequel T101 est basé), et le protocole de réseau distribué (DNP3).
Modbus RTU est le protocole standard de facto pour les communications en série entre les appareils électroniques industriels.
La norme CEI 60870-5 est une suite de spécifications élaborées par la Commission électrotechnique internationale (CEI) afin de fournir une norme ouverte pour la transmission des données SCADA et est largement utilisée dans les applications électriques.
T101, également appelée IEC 60870-5-101, est une norme internationale pour la communication et le contrôle, principalement dans les réseaux électriques.
DNP3 est largement utilisé par les applications d'automatisation des processus, comme les industries de l'eau et de l'énergie.
Les personnes visualisent, régulent et établissent des rapports sur les données grâce aux IHM qui servent de centres de traitement et d'interfaces utilisateur graphiques (IUG) dans les systèmes SCADA.
La différence entre une IHM et une interface utilisateur graphique est que, alors que la fonction principale d'une IHM est de fournir une interface conviviale permettant de naviguer efficacement dans une application, la fonction principale d'une IHM est de permettre à un opérateur d'effectuer des tâches de contrôle à l'aide d'une variété d'interfaces, pas seulement visuelles. Les IHM ne reposent pas sur des interfaces agréables à l'œil et peuvent comprendre une console de base avec des boutons, des touches et des leviers pour effectuer des tâches de contrôle.
Les IHM ne collectent pas de données, mais établissent des rapports sur les données collectées par les RTU, les PLC et les IED. Bien que les systèmes SCADA puissent théoriquement fonctionner sans IHM, dans la plupart des cas, cela ne servirait à rien car les opérateurs ne pourraient pas voir les données ou recevoir des rapports. Les IHM sont conçues pour superviser automatiquement les processus et les équipements, informer les opérateurs des exigences de maintenance de routine, envoyer des alertes en cas de défaillance du système ou de l'appareil, et déclencher des modifications de l'équipement si nécessaire, comme l'arrêt d'une machine.
Les IHM fournissent à la direction d'une organisation des tendances, qui sont des illustrations graphiques de données historiques et en temps réel.
Sur le terrain, les opérateurs accèdent aux données SCADA par exemple via des PC, des PDA, des téléphones portables ou des OTI.
Les données d'un système SCADA peuvent être stockées dans une base de données sur site ou dans le Cloud. Les bases de données dans les SCADA sont parfois appelées historiens de données. Un historien de données est optimisé pour recueillir, stocker et traiter efficacement les données de séries temporelles qui sont utilisées pour afficher les tendances dans les systèmes SCADA.
Les systèmes SCADA sont conçus pour superviser et contrôler des processus et des comportements spécifiques à un niveau de supervision. Le rôle principal d'un système de supervision est de relier les opérateurs humains aux données numériques acquises à partir des dispositifs de terrain. Les systèmes SCADA sont axés sur les événements et ne sont pas conçus pour prendre l'initiative d'exécuter des fonctions avancées de contrôle des processus. Ils réagissent à des événements en temps réel, comme une alerte de surchauffe d'un équipement, en l'éteignant à distance, automatiquement ou manuellement.
Un système de supervision peut consister en un seul ordinateur dans les petits systèmes SCADA ou en de nombreux ordinateurs exécutant des applications logicielles distribuées et reliés à plusieurs sites de reprise après sinistre dans un grand réseau SCADA.
Le contrôle de supervision dans les systèmes SCADA est mis en œuvre par le biais d'un contrôleur de supervision qui relie les éléments d'entrée et de sortie et s'intègre aux IHM qui sont situées dans des centres centraux et exploitées par des personnes. Bien que le centre de contrôle de supervision se charge de la majeure partie de l'acquisition, du traitement et de la transmission des données, ces informations sont toujours dirigées vers le centre de contrôle central pour être analysées, faire l'objet de rapports et être supervisées par des personnes.
Les systèmes SCADA relèvent du terme générique ICS. Les contrôleurs d'automatisation programmables (PAC), les IHM, les PLC, les systèmes de contrôle distribués (DCS), les IED et les RTU sont quelques exemples de SCI.
Les SCI sont classés en fonction de leur fonctionnalité, de leur application et de leur complexité. Par exemple, les RTU connectent différents types de matériel à d'autres systèmes de contrôle, comme les systèmes SCADA ou les DCS, tandis que les IHM contrôlent les communications homme-machine (H2M). Les API sont conçus pour superviser et contrôler les dispositifs de terrain tels que les capteurs et les actionneurs.
La principale fonction d'un ICS SCADA est de faciliter la communication entre des dispositifs matériels distants disparates et des opérateurs humains sur la base de données acquises.
La télémétrie implique la mesure et la transmission de données et de l'état de dispositifs distants vers un emplacement central où ils peuvent être analysés. Les systèmes SCADA utilisent la télémétrie pour acquérir, analyser, stocker et établir des rapports sur l'état et les données mesurées des dispositifs de terrain.
Le terme télémétrie est parfois utilisé de manière interchangeable avec le terme télématique, mais la télémétrie est un sous-ensemble de la télématique.
Dans les systèmes SCADA, l'acquisition de données fait référence au processus de collecte de données à partir de capteurs distants (entrées) et à leur transmission via des contrôleurs de terrain à un centre de contrôle central. Les types de capteurs comprennent les capteurs de mouvement, de température, de pression et de vibration. Les données collectées sont traitées et analysées et peuvent être utilisées pour commander des actionneurs (sorties) à distance. Les servomoteurs, les moteurs pas à pas, les cylindres pneumatiques, les LED, les injecteurs de carburant et les solénoïdes sont des exemples d'actionneurs. Les systèmes d'acquisition de données sont également utilisés pour prédire des événements futurs, par exemple en supervisant les schémas météorologiques afin de prévoir les catastrophes naturelles potentielles telles que les inondations.
Un système SCADA est un type de système de contrôle des processus (PCS) - parfois appelé ICS - et un type de système d'automatisation des processus (PAS). L'automatisation des processus et le contrôle des processus sont interconnectés.
Le terme " automatisation des processus " fait référence à l'utilisation de diverses technologies pour automatiser des processus spécifiques qui peuvent comprendre de nombreuses tâches répétitives, complexes ou dangereuses à un niveau élevé. Des exemples d'automatisation des processus sont la supervision automatisée des performances d'un système et l'établissement de rapports à ce sujet, ou l'embouteillage et la mise en boîte automatisés de boissons dans une usine.
Le terme " contrôle des processus" peut avoir deux significations différentes en fonction du scénario. Dans le premier cas, le terme peut être utilisé pour désigner le contrôle et la supervision d'événements ou de dispositifs simples, tels que le niveau de liquide dans une bouteille. Dans ce sens, un PCS peut faire référence à un dispositif physique tel qu'un capteur de niveau de remplissage. Dans le second scénario, le terme peut se référer à la supervision et au contrôle à un niveau élevé d'un système automatisé complexe. Dans ce scénario, un SCP peut désigner le logiciel et les interfaces qui permettent aux opérateurs de superviser de nombreux processus automatisés et de répondre aux alertes et aux notifications, par exemple lorsque la machine d'embouteillage a surchauffé. En ce sens, le contrôle des processus relie tous les éléments d'un ou de plusieurs processus automatisés.
Les alarmes sont une caractéristique essentielle des systèmes SCADA. Les alarmes sont des notifications qui informent les opérateurs d'un événement et peuvent aller des rappels de maintenance de routine aux alertes d'urgence. Les déclencheurs d'alarmes SCADA les plus courants sont les pannes d'équipement, les temps d'arrêt du système et les écarts par rapport aux mesures souhaitées. Les alarmes SCADA peuvent fournir des notifications sur les performances insuffisantes et la non-conformité.
Une alarme peut déclencher une réponse automatisée, par exemple en notifiant un opérateur d'une perte d'alimentation à une station et en activant simultanément un UPS (alimentation sans interruption) et une alimentation de sauvegarde automatiquement.
Le SCADA est parfois comparé à l'Internet industriel des objets (IIoT) et certains commentateurs prédisent que les applications IIoT remplaceront les systèmes SCADA traditionnels.
Les systèmes SCADA traditionnels et les applications IoT dans les environnements industriels remplissent les mêmes fonctions, comme superviser les machines, collecter les données, répondre aux alertes et contrôler les appareils de terrain. Cependant, il existe un certain nombre de différences entre eux.
Les systèmes SCADA traditionnels sont conçus pour la gestion quotidienne des données dans les installations industrielles. Ils ne disposent pas des puissantes capacités d'analyse dans lesquelles les systèmes IIoT excellent.
Les modèles SCADA ne sont pas conçus pour être entièrement compatibles avec de multiples applications d'entreprise comme le sont les systèmes IIoT.
Dans la plupart des systèmes SCADA traditionnels, les données sont collectées à l'aide d'Open Platform Communications (OPC ) en tant que norme de communication pour la transmission des données des appareils de terrain vers le centre de contrôle. Les systèmes IIoT utilisent des services et des API basés sur le web qui permettent de connecter des dispositifs de périphérie disparates à l'aide de protocoles tels que Message Queuing Telemetry Transport (MQTT), HTTPS et REST. Les systèmes IIoT utilisent des passerelles intelligentes pour pousser les données vers un hub central.
La prévalence des dispositifs propriétaires dans les systèmes SCADA traditionnels réduit l'interopérabilité, une caractéristique de l'automatisation industrielle pour laquelle l'IIoT a été spécifiquement conçu. Les systèmes IIoT offrent une évolutivité à la demande grâce à des architectures sans serveur. Les systèmes SCADA traditionnels utilisent des connexions filaires et sont basés sur site alors que les systèmes IIoT utilisent des connexions sans fil et sont basés sur le Cloud. Les systèmes SCADA traditionnels sont centralisés alors que les systèmes IIoT sont décentralisés.
Certaines organisations mettent en œuvre des systèmes hybrides afin de pouvoir conserver le contrôle de données et de processus spécifiques. Les dispositifs sur site peuvent être supervisés par le biais de terminaux d'interface opérateur (OIT) ; des terminaux dédiés qui affichent des informations sur les données et les processus sur des dispositifs locaux et permettent à un opérateur de contrôler les équipements locaux sur site.
De plus en plus, les applications IIoT sont considérées comme des alternatives, et non des remplacements, pour les systèmes SCADA traditionnels et peuvent être mises en œuvre au-dessus du SCADA, ce qui réduit les inconvénients du verrouillage des fournisseurs comme le manque de normalisation et d'interopérabilité. L'IIoT peut permettre aux organisations de conserver leur infrastructure existante et d'améliorer les capacités des équipements existants. L'un des principaux avantages de l'intégration des systèmes IIoT et SCADA est que des mesures SCADA relativement simples et des états d'appareils peuvent être analysés par des applications de cloud computing et d'apprentissage automatique, fournissant ainsi des informations approfondies sur l'efficacité d'un système SCADA.
Les systèmes SCADA basés sur le cloud sont plus rentables, car les applications exécutées dans un environnement virtuel évitent la nécessité de maintenir certains matériels comme les PC qui exécutent des instances logicielles individuelles patchées et mises à jour.
Les systèmes SCADA hybrides et les plates-formes IIoT sont capables d'intégrer des données provenant de différents types d'appareils et de les rendre accessibles de n'importe où.
Les prédécesseurs des systèmes SCADA modernes étaient les CPS. Ils ont été développés au début des années 1900 et permettaient la détection à distance, bien que câblée par des lignes téléphoniques, de l'état de l'alimentation dans les sous-stations électriques.
Le terme SCADA a été utilisé pour la première fois par la Bonneville Power Administration (BPA) dans les années 1960. La BPA est une agence fédérale créée en 1937 pour commercialiser l'énergie électrique et développer les installations électriques dans le nord-ouest du Pacifique. Les années 1960 ont vu l'introduction de la télémétrie pour superviser les composants matériels à distance. Le terme SCADA a été officiellement défini en 1987 dans la norme ISA RP60.6, un document qui identifiait les méthodes et la terminologie pour les composants des centres de contrôle. Le terme SCADA est entré dans le langage courant dans les années 1970, parallèlement à l'utilisation accrue des microprocesseurs et des automates programmables.
La popularité des systèmes SCADA modernes est née de la nécessité pour les entreprises industrielles, les services publics et les entreprises de fabrication de pouvoir contrôler les machines à distance et d'automatiser les processus.
La première définition d'un système SCADA le décrivait comme ayant trois composants principaux : une station maîtresse, un système de transport des communications et une station distante. Si les technologies qui composent ces éléments ont évolué au fil des ans, les fonctionnalités restent les mêmes.
Il existe quatre générations de systèmes SCADA.
La première génération (années 1960) de systèmes SCADA avait une architecture de système monolithique. Un système informatique monolithique a une architecture à un seul niveau où les composants fonctionnels comme la communication, le traitement des données, l'interface utilisateur et la gestion des erreurs sont tous gérés par une seule application sur une seule plate-forme. Pendant cette période, les systèmes SCADA fonctionnaient sur des ordinateurs centraux autonomes, n'utilisant les réseaux que pour se connecter aux RTU sur le terrain. La plupart des équipements utilisés étaient propriétaires. La fonctionnalité des systèmes SCADA monolithiques se limitait à superviser les capteurs, à répondre aux alarmes et à contrôler les points de consigne (mesures souhaitées).
La deuxième génération (années 1970) de systèmes SCADA avait une architecture de système distribué. Dans ce modèle, les fonctions SCADA étaient réparties entre plusieurs stations reliées par un réseau local (LAN). Chaque station était dédiée à une tâche particulière, par exemple la fourniture de capacités d'E/S ou la gestion de l'interface opérateur, et partageait des informations avec les autres stations en temps réel. Les stations multiples offraient une plus grande puissance de traitement, amélioraient la redondance et rendaient le système plus fiable.
Ni les systèmes SCADA de première ni ceux de deuxième génération n'utilisaient de protocoles réseau standard. Appelés systèmes scellés parce qu'ils n'étaient pas connectés à l'internet, ils présentaient moins de risques pour la sécurité. La principale différence entre les systèmes SCADA de première et de deuxième génération est que les systèmes de première génération n'avaient aucune connectivité avec d'autres systèmes.
L'architecture des systèmes SCADA en réseau, la troisième génération (années 1980) de systèmes SCADA, connectait les dispositifs du système sur un réseau de contrôle des processus (PCN). Un PCN est constitué de plusieurs LANS et fournit une infrastructure de réseau étendu (WAN) pour la gestion et le contrôle des composants sur un réseau.
La principale différence entre les systèmes SCADA de deuxième et de troisième génération est que les systèmes de troisième génération utilisent des systèmes ouverts plutôt que des composants propriétaires.
Les systèmes SCADA de quatrième génération (années 2000) exploitent l'informatique en nuage et les technologies IoT, en utilisant par exemple un navigateur web au lieu d'une HMI traditionnelle. Les environnements Cloud permettent d'utiliser des algorithmes de contrôle complexes sur des systèmes géographiquement dispersés, partout dans le monde. Les systèmes SCADA de quatrième génération nécessitent moins de dépenses d'investissement pour l'équipement, mais sont soumis à des abonnements. Les systèmes SCADA basés sur le Cloud permettent une mise à l'échelle pratiquement illimitée, un service de supervision et de remédiation assuré par des professionnels, et des temps de réponse plus rapides.
Pour étendre leurs réseaux locaux SCADA traditionnels, certaines entreprises choisissent de remplacer leur infrastructure de fibre ou de câble en cuivre par des communications sans fil, plus rentables. En fonction des exigences de portée, il existe de nombreuses options, notamment Bluetooth, ZigBee, Wi-Fi, cellulaire, bandes radio industrielles, scientifiques et médicales (ISM) spécifiques au fabricant, et VHF/UHF (très haute fréquence/ultra-haute fréquence). La VHF/UHF est utilisée pour les communications à longue portée, jusqu'à 40 miles. En revanche, Bluetooth et Zigbee ont une portée d'environ 300 pieds. Le cellulaire, dont la portée peut atteindre cinq miles, est sans doute la technologie sans fil la plus couramment utilisée pour les applications industrielles.
La nouvelle tendance en matière de développement de systèmes SCADA est celle des petites solutions SCADA basées sur des applications, qui sont plus faciles à développer et à utiliser, plus efficaces à exploiter et qui respectent le budget, en particulier pour les PME pour lesquelles le coût des automates programmables peut être prohibitif. Les solutions SCADA basées sur des applications sont rendues possibles par une nouvelle technologie de serveur d'applications qui utilise la télémétrie sans fil 900 MHz et permet la programmation et l'hébergement d'applications tierces dans le Cloud. la bande des 900 MHz est une bande sans licence avec un faible niveau d'encombrement, utilisée par les systèmes SCADA sans fil et hybrides. Les développeurs qui construisent des systèmes SCADA basés sur des applications peuvent utiliser n'importe quel langage de programmation - comme Python, Java ou Node-RED - compatible avec un noyau Linux .
Il n'existe pas de norme SCADA unique. Les organisations adoptent des cadres, des lignes directrices, des protocoles, des spécifications et des normes adaptés à leur secteur d'activité. Ces normes peuvent être obligatoires ou non pour se conformer aux réglementations en vigueur dans différentes zones géographiques ou différents pays. Selon le comité de normalisation ISA112, "Différentes industries utilisent le terme 'SCADA' pour signifier beaucoup de choses différentes qui sont spécifiques à cette industrie individuelle. Chacune de ces industries a raison dans la façon dont elle utilise le terme SCADA dans son propre contexte."
Les normes et protocoles IT modernes ont amélioré la sécurité, l'efficacité et la fiabilité des systèmes SCADA qui supervisent les infrastructures critiques. Il existe des lignes directrices et des spécifications couramment utilisées pour tous les éléments d'un système SCADA, depuis la terminologie suggérée pour décrire un système SCADA jusqu'aux modèles de conception des salles de contrôle et des IHM, en passant par les configurations requises pour les protocoles série et réseau, les spécifications pour le matériel et les logiciels, les suggestions pour la gestion des alarmes, les architectures de référence pour les niveaux de contrôle, les pratiques recommandées pour la sécurité électronique et physique dans les sous-stations, et les lignes directrices pour la conformité réglementaire.
De nombreux organismes contribuent à l'élaboration de normes et de lignes directrices relatives au SCADA, comme l'American National Standards Institute/Institute of Electrical and Electronic Engineers (ANSI/IEEE), l'Electronic Industries Alliance/Telecommunications Industry Association (EIA/TIA), le National Institute of Standards and Technology (NIST) et la Commission électrotechnique internationale (CEI).
Dans le secteur de l'automatisation industrielle, on peut citer l'ISA112, un comité de normalisation développé par la Société internationale d'automatisation (ISA). Le North American Electric Reliability Council (NERC), le Department of Energy (DOE) et la Nuclear Regulatory Commission (NRC) exercent une influence sur le secteur de l'électricité. Les organismes de réglementation du secteur de l'eau comprennent l'Environmental Protection Agency (EPA), le Water Sector Coordinating Council (WSCC), le Water Sector Government Coordinating Council (GCC) et le Critical Infrastructure Protection Advisory Council (CIPAC). La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) est le principal organisme de réglementation dans les secteurs de l'électricité, du gaz naturel et des oléoducs.
À l'origine, les systèmes SCADA n'ont pas été conçus dans une optique de sécurité.
Parmi les failles de sécurité les plus courantes des systèmes SCADA identifiées par le NIST, citons l'authentification faible ou inexistante des dispositifs de terrain, les communications non cryptées avec les MTU SCADA, l'absence de politiques de sécurité spécifiques au contrôle des processus, les connexions réseau non sécurisées, la large disponibilité pour les cybercriminels d'informations sur les systèmes de contrôle, le manque de maintenance et de supervision des équipements, et l'adoption de technologies dont les failles sont connues.
La sécurité des systèmes SCADA modernes fait l'objet de plusieurs normes, lignes directrices et documents sur les meilleures pratiques. Ces documents ont été élaborés par des organisations telles que l'IEEE, Underwriters Laboratory (UL), le DOE, le NERC, le Centre pour la protection des infrastructures nationales (CPNI) et le NIST.
De nombreuses organisations utilisent les normes ISO/IEC 27002 et ISO/IEC 17799 comme base pour la gestion de la sécurité des SCADA.
PRTG est un logiciel de supervision Network très complet qui assure le suivi de l'ensemble de votre infrastructure IT.
Les ICS tels que les systèmes SCADA, les PLCS et les RTU sont des technologies opérationnelles (OT). Les OT sont des éléments matériels et logiciels d'un système informatique dont la fonction est de détecter ou de provoquer des changements dans les événements et les dispositifs physiques. Ce terme est utilisé pour distinguer les équipements et processus d'automatisation des systèmes industriels des logiciels et matériels IT traditionnels tels que les serveurs, les routeurs, les programmes et les données.
L'un des défis à relever pour superviser les systèmes industriels modernes est la convergence de l'IT et de l'OT. Paessler PRTG Network Monitor permet aux entreprises d'obtenir une vue unifiée des aspects IT et OT des systèmes industriels. Pour obtenir des mesures OT à partir d'appareils distants et les fusionner avec une solution de supervision existante, PRTG prend en charge Node-RED, OPC UA, les passerelles de périphérie intelligentes, MQTT et Modbus. Voici quelques exemples de la manière dont PRTG peut aider les entreprises à intégrer les données OT à leur solution de supervision IT actuelle.
