I sistemi SCADA automatizzano l'estrazione, il monitoraggio, l'elaborazione, la distribuzione, la registrazione e la visualizzazione dei dati raccolti da dispositivi di campo remoti come sensori, macchine di fabbrica, motori, pompe, valvole e altri dispositivi finali in ambienti ad alta intensità di risorse come imprese industriali, impianti di produzione, centrali nucleari e raffinerie di petrolio.
Lo sviluppo di un sistema di supervisione comporta la programmazione di routine e applicazioni per automatizzare le risposte agli eventi in base alle metriche raccolte ed elaborate attraverso un centro di controllo di supervisione, che comprende una rete di comunicazione, interfacce utente, controllori di dispositivi, computer client e server e strutture di archiviazione.
I sistemi SCADA non sono sistemi di controllo completo e svolgono funzioni limitate di controllo di supervisione. Monitorano e raccolgono metriche come pressione, temperatura, portata, pH, tempo di ciclo e volume. Le metriche sono utilizzate per misurare le prestazioni e l'efficienza dei processi industriali, la qualità dei dati e dei prodotti e la conformità agli standard e alle normative di produzione. I controlli di comando SCADA automatizzati rispondono ai dati in ingresso per regolare e controllare lo stato e il comportamento dei dispositivi di campo, come la regolazione della temperatura in un centro dati.
I sistemi SCADA sono utilizzati dagli operatori delle macchine e dagli amministratori IT presso gli hub centrali per visualizzare attraverso le interfacce uomo-macchina (HMI) le informazioni sul comportamento e lo stato delle apparecchiature remote, ad esempio una conduttura che perde, e controllare manualmente i dispositivi da remoto.
Alcuni dei principali fornitori di sistemi SCADA sono Schneider Electric, Siemens, Rockwell Automation, Mitsubishi Electric ed Emerson Electric.
Gli avvisi personalizzati e la visualizzazione dei dati consentono di identificare e prevenire rapidamente i problemi di salute e di prestazioni della rete.
Il motivo principale per cui vengono utilizzati i sistemi SCADA è l'automazione di processi specifici che sono troppo complessi o pericolosi per le persone, oppure sono ripetitivi. I sistemi SCADA consentono alle organizzazioni di analizzare una condizione misurata e di programmare una risposta ottimale che può essere eseguita in modo coerente e automatico ogni volta.
Prima dell'introduzione degli SCADA, i produttori industriali si affidavano a persone che controllavano e monitoravano manualmente le apparecchiature in loco. Inizialmente, le aziende utilizzavano relè e temporizzatori per un certo grado di controllo di supervisione delle apparecchiature remote, ma man mano che le aziende si espandevano, la configurazione e la manutenzione di relè e temporizzatori diventava troppo complicata e costosa.
I sistemi SCADA consentono a tecnici, operatori di macchine e processi automatizzati di ottenere dati da componenti hardware remoti in tempo reale, di analizzare e manipolare i dati acquisiti e di eseguire attività di controllo limitate, come la chiusura di una valvola in un sistema di irrigazione remoto o lo spegnimento di una pompa in un impianto di produzione di petrolio in caso di perdita.
I sistemi SCADA riducono gli errori umani e i costi di manodopera. Aiutano gli operatori a prendere decisioni informate in processi industriali complessi e a reagire rapidamente per mantenere il tempo di attività del sistema e aumentare la produttività. Inoltre, aiutano le aziende ad aumentare l'efficienza, a ridurre gli sprechi, a prolungare la vita delle apparecchiature e a garantire la conformità alle normative.
Gli SCADA riducono il rischio di guasti alle infrastrutture critiche nazionali, come oleodotti, impianti chimici, sistemi idrici, impianti nucleari e reti di trasporto. Questo potrebbe avere un forte impatto su ampie fasce della comunità, con perdite di vite umane, perdite economiche e interruzioni dei servizi di base.
I sistemi SCADA possono essere configurati per qualsiasi applicazione industriale, da un piccolo sistema che fornisce servizi di refrigerazione per una catena di supermercati a una complessa installazione che monitora una rete elettrica nazionale. Le imprese industriali sono definite come imprese diverse da quelle commerciali o di servizio, ma i sistemi SCADA sono tipicamente utilizzati in qualsiasi sistema ad alta intensità di risorse in cui sono richieste grandi quantità di elaborazione, interventi regolari o una riparazione immediata a distanza nei sistemi di controllo delle missioni.
Gli SCADA sono comunemente utilizzati nei settori dell'alimentazione e delle bevande, della gestione di edifici e strutture, dell'automazione della produzione, del petrolio e del gas, della chimica, dei trasporti, dell'agricoltura, del controllo dei rifiuti, dell'aerospaziale, della difesa, della produzione di legname, dell'edilizia, della fabbricazione di cemento e metalli e della depurazione delle acque.
Esempi di applicazioni SCADA sono: la fornitura di energia in un'area geografica estesa in sistemi mission-critical, il controllo del comportamento delle apparecchiature automatizzate nelle fabbriche, il monitoraggio a distanza delle risorse offshore nell'industria petrolifera e del gas, il monitoraggio dell'impatto ambientale nell'industria mineraria, la regolazione dell'alimentazione dei trasporti pubblici come le metropolitane, il controllo dell'illuminazione e della temperatura nel settore della vendita al dettaglio e la regolazione dei livelli dell'acqua nelle dighe.
I sistemi SCADA sono utilizzati in settori in cui la conformità alle normative è obbligatoria e non c'è spazio per l'errore umano, ad esempio nell'industria sanitaria e farmaceutica. Vengono utilizzati in ambienti in cui l'automazione è vantaggiosa per l'azienda, ad esempio quando i prodotti vengono fabbricati in una catena di montaggio o nelle stazioni spaziali.
L'architettura SCADA tradizionale prevede cinque livelli o gerarchie. I livelli SCADA si basano sulla Purdue Enterprise Reference Architecture, un modello di riferimento per l'architettura aziendale. Questi livelli illustrano come i componenti di un tipico sistema SCADA sono collegati tra loro.
Il livello 0, alla base dello stack tecnologico, comprende i dispositivi di campo remoti di basso livello, come i sensori, da cui vengono acquisiti i dati.
Il livello 1 riguarda gli ingressi e le uscite e consiste in controllori di dispositivi di campo come i programmable logic controller (PLC), i dispositivi elettronici (o finali) intelligenti (IED) e le unità terminali remote (o di telemetria) (RTU) che si collegano tramite interfacce con i dispositivi di campo remoti.
Il livello 2 comprende i computer di supervisione che gestiscono gli ingressi e le uscite da e verso i controllori dei dispositivi di campo, aggiornano uno o più database, si collegano tramite interfacce con sistemi esterni e forniscono dati per la visualizzazione su HMI in un hub di controllo centralizzato.
Il livello 3 riguarda le comunicazioni e il controllo della produzione ed è il livello in cui i dati del livello 2 vengono trasmessi all'hub di controllo SCADA.
Il livello 4, l'hub di controllo SCADA, è il livello di schedulazione della produzione o livello di rete aziendale e comprende le interfacce HMI utilizzate da operatori umani come tecnici e analisti di dati. Al livello 4, i manager e gli amministratori possono regolare la produzione e monitorare l'inventario e la logistica.
Un setpoint è il valore target di una variabile, ad esempio una temperatura che un'apparecchiatura non deve superare. I punti SCADA sono ingressi e uscite monitorati. Un esempio di hard point è la temperatura. Un esempio di soft point è il risultato di un calcolo o di un evento. I logs dei punti SCADA aiutano gli operatori a risolvere i problemi del sistema, ad esempio identificando lo stato dei diversi punti al momento del guasto di una macchina.
Le funzioni principali del centro di controllo di supervisione, chiamato anche piattaforma host SCADA, consistono nell'interrogare i dispositivi di campo, come i sensori, tramite i controllori dei dispositivi di campo, come le RTU e i PLC, per ottenere i dati, inviare i setpoint ai dispositivi di campo, come gli attuatori, e monitorare gli avvisi. I dispositivi di campo si trovano in numerose sottostazioni. Un tipico sistema SCADA comprende diverse sottostazioni collegate a diversi punti di controllo e monitoraggio di livello superiore, come i PLC. Il server di controllo di supervisione comunica tra i controllori dei dispositivi di campo e il software HMI, che si trova in un hub di controllo centrale.
L'hub di controllo centrale è presidiato da persone che monitorano un sistema SCADA tramite HMI.
La programmazione SCADA avviene a diversi livelli e comporta la codifica di diverse funzioni, ad esempio la conversione dei dati raccolti dalle RTU in segnali, la creazione di risposte per gli eventi di attivazione, la memorizzazione dei dati, la creazione di rapporti e la progettazione di illustrazioni grafiche del sistema da visualizzare sugli schermi HMI.
Poiché i sistemi SCADA sono personalizzati per soluzioni diverse in settori diversi, i linguaggi di programmazione utilizzati nei sistemi SCADA dipendono dall'hardware da programmare o dai requisiti di sistema. Ad esempio, per gestire un database SCADA si può utilizzare SQL, mentre per codificare le funzioni HMI si può utilizzare un linguaggio di visualizzazione come Visual C#. La maggior parte dei moderni sistemi SCADA utilizza interfacce di programmazione standard e API.
La programmazione di RTU e PLC si basa sullo standard IEC 61131-3 ed è supportata da PLCopen. IEC 61131-3 è uno standard definito dalla Commissione Elettrotecnica Internazionale (IEC) per specificare la semantica e la sintassi dei linguaggi di programmazione di controllo. I linguaggi di programmazione di controllo più comuni includono la logica ladder, i diagrammi di funzione sequenziali, il diagramma a blocchi di funzione, il testo strutturato e gli elenchi di istruzioni.
PLCopen è un'organizzazione che fornisce supporto, librerie di codice e linee guida di codifica per i programmatori PLC.
Notifiche in tempo reale significano una risoluzione più rapida dei problemi, in modo da poter intervenire prima che si verifichino problemi più gravi.
I dispositivi di campo nei sistemi SCADA, chiamati anche hardware per la strumentazione di campo, comprendono sensori, campionatori, attuatori, relè, unità di controllo, trasmettitori e trander. I sensori sono i dispositivi di campo che rilevano o misurano proprietà fisiche come l'accensione o lo spegnimento di una macchina o il livello di carburante in un serbatoio. Gli attuatori sono dispositivi di campo che controllano un componente, ad esempio lo spegnimento di una valvola. Vengono gestiti tramite RTU, IED e PLC.
Le RTU, gli IED e i PLC sono controllori fisici di dispositivi di campo basati su microprocessore. I controllori dei dispositivi di campo nei sistemi SCADA monitorano e raccolgono dati in tempo reale dai dispositivi di campo, trasmettono le informazioni dalla posizione dei dispositivi a un controllore di supervisione chiamato MTU e le compilano per presentarle in modo ottimale agli operatori del sistema in un hub di controllo centralizzato presidiato da operatori umani. Di solito sono montati a pannello e si collegano tramite interfacce con i dispositivi di campo attraverso moduli I/O e con l'hub di controllo centrale utilizzando comunicazioni seriali o di rete.
Una RTU è un dispositivo elettronico basato su microprocessore. È composto da hardware di I/O e da un'interfaccia di comunicazione e supporta una connessione wireless. Le RTU sono responsabili della trasmissione dei dati raccolti dai dispositivi di campo all'hub di controllo e dell'emissione di comandi dal centro di controllo ai dispositivi di campo.
Il PLC è un microcontrollore fisicamente robusto, in grado di resistere a condizioni fisiche difficili come quelle che si possono trovare in un ambiente industriale. Un microcontrollore è un circuito integrato (ICS) utilizzato per controllare funzioni specifiche di un dispositivo elettronico. Un microprocessore ha un'unità di elaborazione centrale (CPU), mentre un microcontrollore ha CPU, memoria e capacità di I/O in un unico chip. Un PLC fornisce le informazioni che un sistema SCADA richiede per automatizzare i processi o rispondere agli allarmi secondo le istruzioni codificate nei programmi e nelle funzioni del sistema SCADA. I PLC sostituiscono i relè e i timer dei primi sistemi SCADA. A differenza dei relè, i PLC sono in grado di monitorare e controllare i circuiti e possono essere programmati. I sistemi SCADA tradizionali sono quasi sempre dotati di PLC. Esistono alcuni moduli di I/O proprietari che permettono di monitorare e automatizzare in modo semplice senza PLC. I PLC in grado di comunicare tramite onde radio possono essere utilizzati in sostituzione delle RTU.
Nei sistemi SCADA, un IED è un dispositivo basato su microprocessore utilizzato per trasmettere e ricevere dati dai dispositivi di campo. A volte vengono descritti come un aggiornamento di una RTU tradizionale, con la differenza che un IED è integrato con il dispositivo che monitora e controlla e ha capacità di misurazione, trasmissione dati e calcolo integrate. Esempi di IED sono i dispositivi di relè di protezione, i controllori di interruttori automatici e i regolatori di tensione. Gli IED sono talvolta paragonati ai PLC. La differenza principale tra PLC e IED è che i PLC sono solitamente utilizzati per attività di automazione centralizzata (locale), mentre gli IED sono solitamente utilizzati per attività di automazione di sottostazione (remota).
Le funzionalità di IT, IED e PLC si sovrappongono e può essere confuso distinguerle, ma hanno usi distinti. Le RTU sono considerate più adatte dei PLC per la telemetria geografica remota, in quanto supportano la comunicazione wireless, mentre i PLC sono più adatti per le attività di controllo locale, ad esempio nelle fabbriche e nei magazzini. In alcuni casi, un IED può comunicare direttamente con il controllore oppure il sistema può essere impostato in modo che una RTU esegua il polling dei dati sull'IED e li trasmetta al controllore.
Un MTU è chiamato anche server di controllo, controllore master o controllore di supervisione. L'MTU ospita il software che fornisce le istruzioni su cosa deve essere fatto con i dati raccolti dalle RTU e dai PLC.
I sistemi SCADA si basano su una complessa rete di comunicazione tra gli elementi del sistema e l'hub centrale di controllo SCADA. Le opzioni di comunicazione includono opzioni cablate come Ethernet, linee telefoniche e linee in fibra ottica, opzioni wireless come wi-fi, radio, microonde e cellulari.
Alcuni dei protocolli più diffusi utilizzati nei sistemi SCADA sono Modbus standard, Ethernet/IP, Profibus, Conitel, RP-570, IEC 60870-5 (su cui si basa il T101) e il protocollo di rete distribuito (DNP3).
Modbus RTU è il protocollo standard di fatto per le comunicazioni seriali tra dispositivi elettronici industriali.
IEC 60870-5 è una suite di specifiche sviluppate dalla Commissione Elettrotecnica Internazionale (IEC) per fornire uno standard aperto per la trasmissione di dati SCADA ed è ampiamente utilizzato nelle applicazioni elettriche.
T101, chiamato anche IEC 60870-5-101, è uno standard internazionale per la comunicazione e il controllo principalmente nei sistemi di alimentazione.
Il DNP3 è ampiamente utilizzato nelle applicazioni di automazione di processo, come le industrie dell'acqua e dell'energia.
Le persone visualizzano, regolano e fanno rapporto sui dati attraverso le HMI, che fungono da hub di elaborazione centrale e da interfacce grafiche (GUI) nei sistemi SCADA.
La differenza tra un HMI e un'interfaccia grafica è che mentre la funzione principale di un'interfaccia grafica è quella di fornire un'interfaccia facile da usare che permetta alle persone di navigare in un'applicazione in modo efficiente, la funzione principale di un HMI è quella di consentire a un operatore di eseguire attività di controllo utilizzando una varietà di interfacce, non solo visive. Le interfacce HMI non si basano su interfacce gradevoli alla vista e possono comprendere una console di base con manopole, pulsanti e leve per eseguire le attività di controllo.
Le interfacce HMI non raccolgono dati, ma fanno rapporto sui dati raccolti da RTU, PLC e IED. Anche se i sistemi SCADA possono teoricamente funzionare senza HMI, nella maggior parte dei casi sarebbe inutile perché gli operatori non sarebbero in grado di vedere i dati o di ricevere i rapporti. Le interfacce HMI sono progettate per monitorare automaticamente i processi e le apparecchiature, notificare agli operatori i requisiti di manutenzione ordinaria, inviare avvisi in caso di guasti al sistema o al dispositivo e attivare modifiche alle apparecchiature, se necessario, come lo spegnimento di una macchina.
Le interfacce HMI forniscono al management di un'organizzazione i trend, che sono illustrazioni grafiche di dati storici e in tempo reale.
Sul campo, gli operatori accedono ai dati SCADA ad esempio tramite PC, PDA, telefoni cellulari o OTI.
I dati di un sistema SCADA possono essere archiviati in un database on-premise o cloud. I database in ambito SCADA sono talvolta chiamati data historian. Uno storico dei dati è ottimizzato per raccogliere, archiviare ed elaborare in modo efficiente i dati delle serie temporali che vengono utilizzati per visualizzare le tendenze nei sistemi SCADA.
I sistemi di supervisione SCADA sono progettati per controllare e monitorare processi e comportamenti specifici a livello di supervisione. Il ruolo principale di un sistema di supervisione è quello di collegare gli operatori umani ai dati digitali acquisiti dai dispositivi di campo. I sistemi SCADA sono guidati dagli eventi e non sono progettati per prendere l'iniziativa nell'esecuzione di funzioni avanzate di controllo dei processi. Rispondono a eventi in tempo reale, come l'allarme di surriscaldamento di un'apparecchiatura, spegnendola a distanza, automaticamente o manualmente.
Un sistema di supervisione può essere costituito da un singolo computer in piccoli sistemi SCADA o da numerosi computer che eseguono applicazioni software distribuite e sono collegati a più siti di disaster recovery in una grande rete SCADA.
Il controllo di supervisione nei sistemi SCADA è implementato attraverso un controllore di supervisione che collega gli elementi di ingresso e di uscita e si integra con le interfacce HMI situate in centri centrali e gestite da persone. Mentre il centro di controllo di supervisione esegue la maggior parte dell'acquisizione, dell'elaborazione e della trasmissione dei dati, queste informazioni sono sempre dirette all'hub di controllo centrale per l'analisi, il rapporto e il monitoraggio delle prestazioni da parte delle persone.
I sistemi SCADA rientrano nel termine ICS. Alcuni esempi di ICS sono i controllori di automazione programmabili (PAC), gli HMI, i PLC, i sistemi di controllo distribuiti (DCS), gli IED e le RTU.
Gli ICS sono classificati in base alla loro funzionalità, applicazione e complessità. Ad esempio, le RTU collegano diversi tipi di hardware ad altri sistemi di controllo, come i sistemi SCADA o i DCS, mentre le HMI controllano le comunicazioni uomo-macchina (H2M). I PLC sono progettati per monitorare e controllare dispositivi di campo come sensori e attuatori.
La funzione principale di un ICS SCADA è quella di facilitare la comunicazione tra i diversi dispositivi hardware remoti e gli operatori umani sulla base dei dati acquisiti.
La telemetria prevede la misurazione e la trasmissione dei dati e dello stato dei dispositivi remoti a una posizione centrale dove possono essere analizzati. I sistemi SCADA utilizzano la telemetria per acquisire, analizzare, memorizzare e fare rapporto sullo stato e sui dati misurati dai dispositivi sul campo.
Il termine telemetria viene talvolta utilizzato in modo intercambiabile con il termine telematica, ma la telemetria è un sottoinsieme della telematica.
Nei sistemi SCADA, l'acquisizione dei dati si riferisce al processo di raccolta dei dati da sensori remoti (input) e alla loro trasmissione tramite controllori di campo a un hub di controllo centrale. I tipi di sensori includono sensori di movimento, temperatura, pressione e vibrazione. I dati raccolti vengono elaborati e analizzati e possono essere utilizzati per controllare gli attuatori (uscite) a distanza. Esempi di attuatori sono servomotori, motori passo-passo, cilindri pneumatici, LED, iniettori di carburante e solenoidi. I sistemi di acquisizione dati vengono utilizzati anche per prevedere eventi futuri, ad esempio monitorando i modelli meteorologici per prevedere potenziali disastri naturali come le inondazioni.
Un sistema SCADA è un tipo di sistema di controllo di processo (PCS) - talvolta indicato come ICS - e un tipo di sistema di automazione di processo (PAS). L'automazione di processo e il controllo di processo sono interconnessi.
Il termine automazione di processo si riferisce all'uso di varie tecnologie per automatizzare processi specifici che possono includere numerose attività ripetitive, complesse o pericolose ad alto livello. Esempi di automazione di processo sono il monitoraggio e il rapporto automatizzato sulle prestazioni del sistema o l'imbottigliamento e l'inscatolamento automatizzati delle bevande in una fabbrica.
Il termine controllo di processo può avere due significati diversi a seconda dello scenario. Nel primo scenario, il termine può essere usato per riferirsi al controllo e al monitoraggio di semplici eventi o dispositivi come il livello del liquido in una bottiglia. In questo senso, un PCS può riferirsi a un dispositivo fisico come un sensore di livello. Nel secondo scenario, il termine può riferirsi al monitoraggio e al controllo ad alto livello di un sistema automatizzato complesso. In questo scenario, un PCS può riferirsi al software e alle interfacce che permettono agli operatori di monitorare numerosi processi automatizzati e di rispondere agli avvisi e alle notifiche, ad esempio di surriscaldamento della macchina imbottigliatrice. In questo senso, il controllo di processo collega tutti gli elementi di un processo o di processi automatizzati.
L'allarme è una caratteristica fondamentale dei sistemi SCADA. Gli allarmi sono notifiche che informano gli operatori di un evento e possono variare da promemoria per la manutenzione di routine ad allarmi di emergenza. Alcuni comuni allarmi SCADA di emergenza sono i guasti alle apparecchiature, i tempi di inattività del sistema e le deviazioni nelle metriche desiderate del dispositivo. Gli allarmi SCADA possono fornire notifiche su prestazioni insufficienti e non conformità.
Un allarme può innescare una risposta automatica, ad esempio notificando a un operatore la perdita di corrente in una stazione e attivando contemporaneamente un UPS (alimentazione elettrica ininterrotta).
Talvolta lo SCADA viene paragonato all'Industrial Internet of Things (IIoT) e alcuni commentatori prevedono che le applicazioni IIoT sostituiranno i sistemi SCADA tradizionali.
I sistemi SCADA tradizionali e le applicazioni IoT negli ambienti industriali svolgono le stesse funzioni, come monitorare le macchine, raccogliere dati, rispondere agli avvisi e controllare i dispositivi sul campo. Tuttavia, ci sono diverse differenze tra loro.
I sistemi SCADA tradizionali sono progettati per la gestione quotidiana dei dati negli impianti industriali. Non dispongono delle potenti capacità analitiche che i sistemi IIoT sono in grado di offrire.
I modelli SCADA non sono progettati per essere pienamente compatibili con più applicazioni aziendali, come invece lo sono i sistemi IIoT.
Nella maggior parte dei sistemi SCADA tradizionali, i dati vengono raccolti utilizzando l'Open Platform Communications (OPC) come standard di comunicazione per la trasmissione dei dati dai dispositivi di campo al centro di controllo. I sistemi IIoT utilizzano servizi basati sul web e API che consentono la connessione di dispositivi edge disparati utilizzando protocolli come Message Queuing Telemetry Transport (MQTT), HTTPS e REST. I sistemi IIoT utilizzano gateway intelligenti per inviare i dati a un hub centrale.
La prevalenza di dispositivi proprietari nei sistemi SCADA tradizionali riduce l'interoperabilità, una caratteristica dell'automazione industriale che l'IIoT è stato specificamente progettato per affrontare. I sistemi IIoT offrono una scalabilità on-demand grazie alle architetture serverless. I sistemi SCADA tradizionali utilizzano connessioni cablate e sono basati in sede, mentre i sistemi IIoT utilizzano connessioni wireless e sono basati su cloud. I sistemi SCADA tradizionali sono centralizzati, mentre i sistemi IIoT sono decentralizzati.
Alcune organizzazioni implementano sistemi ibridi per mantenere il controllo di dati e processi specifici. I dispositivi in sede possono essere monitorati attraverso terminali di interfaccia operatore (OIT); terminali dedicati che visualizzano informazioni su dati e processi su dispositivi locali e consentono a un operatore di controllare le apparecchiature locali in loco.
Sempre più spesso le applicazioni IIoT sono considerate alternative, non sostitutive, dei sistemi SCADA tradizionali e possono essere implementate sopra gli SCADA, riducendo gli aspetti negativi del vendor lock-in, come la mancanza di standardizzazione e interoperabilità. L'IIoT può consentire alle organizzazioni di mantenere l'infrastruttura esistente e di migliorare le capacità delle apparecchiature esistenti. Uno dei principali vantaggi dell'integrazione dei sistemi IIoT e SCADA è che misure e stati dei dispositivi SCADA relativamente semplici possono essere analizzati da applicazioni di cloud computing e machine learning, fornendo informazioni approfondite sull'efficienza di un sistema SCADA.
I sistemi SCADA basati su cloud sono più efficienti dal punto di vista dei costi, poiché le applicazioni eseguite in un ambiente virtuale evitano la necessità di mantenere aggiornato e patchato l'hardware, come i PC che eseguono le singole istanze software.
I sistemi SCADA ibridi e le piattaforme IIoT sono in grado di integrare i dati provenienti da diversi tipi di dispositivi e di renderli accessibili da qualsiasi luogo.
I predecessori dei moderni sistemi SCADA erano i CPS. Furono sviluppati nei primi anni del 1900 e consentivano di rilevare a distanza, anche se tramite linee telefoniche, lo stato dell'energia nelle sottostazioni elettriche.
Il termine SCADA è stato utilizzato per la prima volta dalla Bonneville Power Administration (BPA) negli anni Sessanta. La BPA è un'agenzia federale creata nel 1937 per commercializzare l'energia elettrica e sviluppare strutture elettriche nel Pacifico nord-occidentale. Negli anni '60 fu introdotta la telemetria per il monitoraggio dei componenti hardware remoti. Il termine SCADA è stato definito ufficialmente nel 1987 in ISA RP60.6, un documento che identificava metodi e terminologia per i componenti dei centri di controllo. Il termine SCADA è entrato nel linguaggio comune negli anni '70, in concomitanza con l'aumento dell'uso di microprocessori e PLC.
La popolarità dei moderni sistemi SCADA è nata dall'esigenza delle imprese industriali, dei servizi di pubblica utilità e delle aziende manifatturiere di poter controllare a distanza le macchine su lunghe distanze e automatizzare i processi.
La prima definizione di un sistema SCADA lo descriveva come dotato di tre componenti principali: una stazione master, un sistema di trasporto delle comunicazioni e una stazione remota. Sebbene le tecnologie che compongono questi componenti siano cambiate nel corso degli anni, le funzionalità rimangono le stesse.
Esistono quattro generazioni di sistemi SCADA.
La prima generazione (anni '60) di sistemi SCADA aveva un'architettura di sistema monolitica. Un sistema informatico monolitico ha un'architettura a singolo livello in cui i componenti funzionali come la comunicazione, l'elaborazione dei dati, l'interfaccia utente e la gestione degli errori sono tutti gestiti da un'applicazione su un'unica piattaforma. I sistemi SCADA di questo periodo funzionavano su computer mainframe indipendenti, utilizzando le reti solo per connettersi con le RTU di campo. La maggior parte delle apparecchiature utilizzate erano proprietarie. La funzionalità dei sistemi SCADA monolitici era limitata al monitoraggio dei sensori, alla risposta agli allarmi e al controllo dei setpoint (metriche desiderate).
La seconda generazione (anni '70) di sistemi SCADA aveva un'architettura di sistema distribuita. In questo modello, le funzioni SCADA erano distribuite su più stazioni collegate attraverso una rete locale (LAN). Ogni stazione era dedicata a un compito particolare, ad esempio la fornitura di funzionalità di I/O o la gestione dell'interfaccia operatore, e condivideva le informazioni con le altre stazioni in tempo reale. Le stazioni multiple fornivano una maggiore potenza di elaborazione, miglioravano la ridondanza e rendevano il sistema più affidabile.
I sistemi SCADA di prima e seconda generazione non utilizzavano protocolli di rete standard. Essendo sistemi non collegati a Internet, la sicurezza era meno rischiosa. La differenza principale tra i sistemi SCADA di prima e seconda generazione è che i sistemi di prima generazione non avevano connettività con altri sistemi.
L'architettura dei sistemi SCADA in rete, la terza generazione (anni '80) di sistemi SCADA, collegava i dispositivi del sistema su una rete di controllo di processo (PCN). Una PCN è costituita da più LANS e fornisce un'infrastruttura di rete WAN (Wide Area Network) per la gestione e il controllo dei componenti di una rete.
La differenza principale tra i sistemi SCADA di seconda e terza generazione è che i sistemi di terza generazione utilizzano un sistema aperto piuttosto che componenti proprietari.
I sistemi SCADA di quarta generazione (anni 2000) sfruttano il cloud computing e le tecnologie IoT, ad esempio utilizzando un browser web al posto di un HMI tradizionale. Gli ambienti cloud permettono di utilizzare algoritmi di controllo complessi in sistemi geograficamente dispersi in tutto il mondo. I sistemi SCADA di quarta generazione richiedono un minore esborso di capitale per le apparecchiature, ma sono soggetti ad abbonamenti. I sistemi SCADA basati sul cloud consentono una scalabilità virtualmente illimitata, servizi di monitoraggio e riparazione da parte di professionisti e tempi di risposta più rapidi.
Per estendere le LAN SCADA tradizionali, alcune aziende scelgono di sostituire l'infrastruttura di cavi in fibra o in rame con comunicazioni wireless, più efficienti dal punto di vista dei costi. In dipendenza dei requisiti di portata, esistono numerose opzioni, tra cui Bluetooth, ZigBee, Wi-Fi, cellulari, bande radio industriali, scientifiche e mediche (ISM) specifiche del produttore e VHF/UHF (altissima frequenza/ultra-alta frequenza). La banda VHF/UHF è utilizzata per comunicazioni a lungo raggio, fino a 40 miglia. Bluetooth e Zigbee, invece, hanno una portata di circa 300 piedi. La tecnologia cellulare, con una portata fino a 5 miglia, è probabilmente la tecnologia wireless più utilizzata per le applicazioni industriali.
La tendenza più recente per lo sviluppo di sistemi SCADA è rappresentata da soluzioni SCADA basate su app di piccole dimensioni, più facili da sviluppare e utilizzare, più efficienti da gestire e con un budget ridotto, in particolare per le PMI per le quali il costo dei PLC può essere proibitivo. Le soluzioni SCADA basate su app sono rese possibili da una nuova tecnologia di app server che utilizza la telemetria wireless a 900 MHz e consente la programmazione e l'hosting di applicazioni di terzi nel cloud. 900 MHz è una banda senza licenza con un basso livello di congestione, utilizzata dai sistemi SCADA wireless e ibridi. Gli sviluppatori che costruiscono sistemi SCADA basati su app possono utilizzare qualsiasi linguaggio di programmazione, come Python, Java o Node-RED, che sia compatibile con un kernel Linux.
Non esiste un unico standard SCADA. Le organizzazioni adottano quadri, linee guida, protocolli, specifiche e standard rilevanti per il loro settore. Questi standard possono essere o meno obbligatori per la conformità alle normative in diverse aree geografiche o paesi. Secondo il comitato per gli standard ISA112, "diversi settori utilizzano il termine 'SCADA' per significare molte cose diverse che sono specifiche di quel singolo settore. Ciascuna di queste industrie è corretta nel modo in cui utilizza il termine SCADA all'interno del proprio contesto"
I moderni standard e protocolli IT hanno migliorato la sicurezza, l'efficienza e l'affidabilità dei sistemi SCADA che monitorano le infrastrutture critiche. Esistono linee guida e specifiche comunemente utilizzate per tutti gli elementi di un sistema SCADA, dalla terminologia suggerita per descrivere un sistema SCADA ai modelli per la progettazione di sale di controllo e HMI, ai requisiti dei protocolli seriali e di rete, alle specifiche per hardware e software, ai suggerimenti per la gestione degli allarmi, alle architetture di riferimento per i livelli di controllo, alle pratiche raccomandate per la sicurezza elettronica e fisica delle sottostazioni e alle linee guida per la conformità normativa.
Esistono numerosi organismi che contribuiscono alla definizione di standard e linee guida relative allo SCADA, come l'American National Standards Institute/Institute of Electrical and Electronic Engineers (ANSI/IEEE), l'Electronic Industries Alliance/Telecommunications Industry Association (EIA/TIA), il National Institute of Standards and Technology (NIST) e l'International Electrotechnical Commission (IEC).
Nel settore dell'automazione industriale spicca l'ISA112, un comitato per gli standard sviluppato dall'International Society of Automation (ISA). Nel settore dell'energia elettrica hanno influenza il North American Electric Reliability Council (NERC), il Dipartimento dell'Energia (DOE) e la Nuclear Regulatory Commission (NRC). Gli organismi di regolamentazione del settore idrico includono l'Environmental Protection Agency (EPA), il Water Sector Coordinating Council (WSCC), il Water Sector Government Coordinating Council (GCC) e il Critical Infrastructure Protection Advisory Council (CIPAC). La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) è il principale organo di regolamentazione dei settori dell'energia elettrica, del gas naturale e degli oleodotti.
I sistemi SCADA non sono stati originariamente progettati pensando alla sicurezza.
Alcune delle vulnerabilità di sicurezza più comuni nei sistemi SCADA identificate dal NIST sono l'autenticazione debole o inesistente dei dispositivi di campo, le comunicazioni non criptate con le MTU SCADA, la mancanza di politiche di sicurezza specifiche per il controllo di processo, le connessioni di rete non sicure, la disponibilità diffusa ai criminali informatici di informazioni sui sistemi di controllo, la mancanza di manutenzione e monitoraggio delle apparecchiature e l'adozione di tecnologie con vulnerabilità note.
La sicurezza dei moderni sistemi SCADA è affrontata da diversi standard, linee guida e documenti di best practice. Questi documenti sono stati sviluppati da organizzazioni come IEEE, Underwriters Laboratory (UL), DOE, NERC, Centre for the Protection of National Infrastructure (CPNI) e NIST.
Molte organizzazioni utilizzano gli standard ISO/IEC 27002 e ISO/IEC 17799 come base per la gestione della sicurezza degli SCADA.
PRTG Network Monitor è un software di monitoraggio di rete completo e tiene traccia dell'intera infrastruttura IT.
Gli ICS, come i sistemi SCADA, i PLC e le RTU, sono tecnologie operative (OT). Le IT sono elementi hardware e software di un sistema informatico la cui funzione è quella di rilevare o causare cambiamenti negli eventi e nei dispositivi fisici. Il termine viene utilizzato per distinguere le apparecchiature e i processi di automazione nei sistemi industriali dal software e dall'hardware IT tradizionale, come server, router, programmi e dati.
Una delle sfide del monitoraggio dei moderni sistemi industriali è la convergenza di IT e OT. Il PRTG Network Monitor di Paessler permette alle organizzazioni di ottenere una visione unificata degli aspetti IT e OT dei sistemi industriali. Per estrarre le metriche OT dai dispositivi remoti e unirle a una soluzione di monitoraggio esistente, PRTG supporta Nodo OPC UA, gateway smart edge, MQTT e Modbus. Ecco alcuni esempi di come il PRTG può aiutare le organizzazioni a inserire i dati di monitoraggio OT nelle loro attuali soluzioni di monitoraggio IT.
