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Il compito di supervisionare il corretto funzionamento di macchinari e processi industriali su base routinaria può essere davvero molto noioso. Esser costretti a controllare costantemente i valori dell'olio, della temperatura operativa della macchina, il livello dell'acqua e altri check di questo genere può essere un lavoro non solo tedioso, ma anche logorante fisicamente e, soprattutto, psicologicamente. Dal secondo Dopoguerra si è lavorato per ridurre la frequenza di questi controlli sostituendo il “fattore umano” con sensori elettronici e computerizzati controllabili da remoto. Prende così forma lo SCADA (acronimo di Supervisory control and data acquisition, “controllo di supervisione e acquisizione dati” in italiano) sistema informatizzato e centralizzato per il controllo a distanza e in tempo reale di sistemi industriali.
Che cos'è SCADA
Nello specifico, lo SCADA può essere definito come un sistema informatizzato di monitoraggio che invia segnali codificati su linee di comunicazione dedicate così da poter fornire il controllo da remoto di macchinari e processi industriali. Al sistema di controllo può essere affiancato (ed è così nella stragrande maggioranza dei casi) un sistema di acquisizione dati che permette di ottenere informazioni in tempo reale sullo stato di funzionamento dei macchinari: dalla loro elaborazione, il personale di controllo può dedurre se sia necessario un intervento (più o meno urgente) di manutenzione degli impianti.
Sistemi di questo genere sono solitamente utilizzati per il controllo dei siti di estrazione petrolifera, dei gasdotti e oleodotti; per il controllo del ciclo dell'acqua (trattamento di acque reflue e depurazione); per verificare lo stato di degli impianti di comunicazione senza fili e delle centraline telefoniche; per il controllo delle linee di erogazione dell'energia elettrica ed eventuali dispersioni di corrente.
I componenti
Un sistema SCADA si compone di:
Sensori e RTU. Alla base di uno SCADA troviamo la rete di sensori che monitora il funzionamento e lo “stato di salute” dei macchinari e dei processi industriali. Legati ai sensori troviamo le remote terminal units o RTU (“Unità terminali remote” tradotto in italiano), il cui compito è raccogliere i dati rilevati dai sensori e trasformarli in segnali digitali da inviare alla postazione di controllo remota
PLC. Alla rete di sensori ed RTU è collegato uno o più programmable logic controller o PLC (“Controller logico programmabile” in italiano), che ha il compito di supervisionare la raccolta di informazioni, fornendo istruzioni sia alle RTU sia direttamente ai sensori. È il PLC a indicare alla rete sensoriale quali sono gli intervalli di tempo nei quali effettuare le misurazioni e controllare i valori dei macchinari
Sistema di comunicazione. L'invio dei dati dal PLC al supervisore del sistema è effettuato tramite una o più linee di comunicazione dedicate. Il sistema comunicativo può essere cotituito da una rete informatica come una LAN (local area network, “rete di area locale” in italiano) o una WAN (wide area network, “rete geografica” in italiano), o più semplicemente da una rete di linee seriali. La trasmissione avviene in modalità codificata sia attraverso reti cablate sia attraverso reti senza fili
Computer supervisore. Al vertice della “catena informatica” di uno SCADA troviamo un server di controllo – o computer supervisore – che, con l'aiuto di software appositi, raccoglie periodicamente i dati dai PLC, li elabora per ottenerne informazioni utili e memorizza le informazioni sul disco. In caso di pericolo, farà scattare un allarme
Interfaccia uomo-macchina. Allo stesso tempo, il computer supervisore visualizzerà a schermo (o tramite altra interfaccia uomo-macchina adatta allo scopo) i dati elaborati. Grazie a questo apparato, il supervisore umano può monitorare i dati di tutti gli impianti controllati dallo SCADA e, se la situazione lo richiede, intervenire tempestivamente
Le architetture SCADA
Prima generazione “Monolitica”. I primi sistemi SCADA fanno la loro comparsa tra gli anni '40 e gli anni '50 del 1900, quando le reti di comunicazione informatica non sono ancora state inventate. Per questo motivo i primi esempi di sistemi di controllo remoti sono definiti “monolitici”: controllati da PLC di grosse dimensioni, erano sistemi a sé stanti, senza alcun canale comunicativo con altri sistemi o con server di controllo centralizzati
Seconda generazione “Distribuita”. Lo sviluppo delle prime reti informatiche di piccole dimensioni (paragonabili a delle LAN) permette di distribuire i compiti di monitoraggio a vari dispositivi e reti di sensori, che fanno riferimento a un unico computer supervisore. Ciò consente di realizzare sistemi SCADA di dimensioni più contenute e dai costi di realizzazione e gestione più bassi
Terza generazione “di Rete”. Gli SCADA di diversi impianti industriali possono essere messi in Rete e gestiti da un unico computer supervisore distante anche centinaia di chilometri dagli impianti. Un'architettura SCADA e un'architettura di Rete del genere permettono di ottimizzare ulteriormente i costi, riducendo le spese di realizzazione attraverso, ad esempio, la condivisione di un singolo computer supervisore tra molti sistemi SCADA “locali”
Quarta generazione “Internet delle cose”. La crescente disponibilità di applicazioni cloud ha permesso alle tecnologie SCADA di evolvere ulteriormente, facendo ricorso all'Internet delle cose. Facendo affidamento su sistemi informatici completamente “destrutturati” e policentrici, gli SCADA di ultima generazione permettono di migliorare ulteriormente i costi di gestione, di implementare algoritmi di controllo e verifica sempre più potenti e versatili e ottenere dati in tempo reale anche se l'impianto controllato dovesse trovarsi a migliaia di chilometri di distanza
Un esempio di SCADA
Un tipico sistema SCADA applicato, ad esempio, a una conduttura dell'oleodotto tiene costantemente sotto controllo i valori di pressione e flusso del liquido all'interno della tubatura. Nel caso in cui i sensori ravvisino una diminuzione della pressione o del flusso, per esempio a causa di una perdita nell'impianto, inviano le informazioni del caso allo RTU prima e al PLC poi per l'elaborazione e la trasmissione al computer supervisore. Qui il supervisore umano recepisce ed analizza i dati visualizzati e, nel caso in cui la situazione lo richieda, invia un segnale di richiesta intervento agli operai che lavorano lungo l'oleodotto e interviene a sua volta direttamente sul sistema informatico per interrompere il flusso chiudendo le valvole a monte della perdita. In questo modo è possibile intervenire con tempestività e precisione in presenza di guasti o situazioni pericolose.
