I sistemi di controllo supervisivo e acquisizione dati

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1 I sistemi di controllo supervisivo e acquisizione dati Maurizio Pedraglio Corso di Automazione Industriale Prof. Luigi Piroddi A.A. 2005/2006

2 Obbiettivi del seminario le problematiche connesse al controllo Richiami su supervisione, controllo controllo Limiti dei sistemi convenzionali e scopi dell integrazione nell A.I. utilità e limiti + Demo

3 Automazione e controllo controllo Obbiettivo principale: progettare e rendere operativi i dispositivi di controllo destinati all automazione di un sistema complesso Obbiettivi correlati: ottimizzare l uso delle risorse aumentare l efficienza del ciclo produttivo ( = diminuirne l inefficienza) Gli strumenti utilizzati: tali da valutare le prestazioni del sistema attraverso l'analisi con modelli formali, ricorrendo all utilizzo di strumenti e metodi matematici/informatici 3/40

4 Lo stato del sistema impianto (I) controllo La descrizione del, affrontata in questi termini, fa riferimento al concetto di stato Lo stato esprime la configurazione dell impianto in un determinato istante temporale: conoscere lo stato significa conoscere i valori assunti da ciascuna variabile di processo Ogni variabile è associata ad un entità che il progettista ritiene indispensabile ai fini di poter pianificare adeguatamente l azione di controllo Lo stato On/off di un interruttore Il valore di corrente I = 20 ma che attraversa un resistore La temperatura T = alta di un riscaldatore 4/40

5 Obbiettivi del controllo e del controllo remoto Per vari motivi può essere opportuno operare un controllo remoto, cioè tale da separare l entità controllore e l entità impianto non solo dal punto di vista concettuale ma anche dal punto di vista fisico controllo Target industriale Pos. Controllore Pos. Impianti Catena montaggio Sala controllo Reparto di produzione Produzione energia Centrale Sala macchine Raffineria Centro di controllo Porti, coste marittime Distanza [m] Controllore-Impianti ~10 2 ~10 3 ~10 6 5/40

6 Problematiche connesse controllo I problemi 1. come acquisire informazioni sullo stato attuale? 2. come utilizzare queste informazioni per determinare lo stato futuro? 3. come verificare l esito del controllo automatico? 4. determinato lo stato futuro, come si interviene sull impianto per portarlo fisicamente in tale configurazione? 5. come separare l unità di controllo dall impianto? Le soluzioni 1. sistemi di acquisizione dati 2. sistemi di controllori (PID, PLC, Rtu, ) 5. controllo remoto 6/40

7 Il controllo, la supervisione e il controllo 1. sistemi di acquisizione dati raccogliere uniformemente tutte le informazione provenienti dall impianto (l informazioni è contenuta nelle variabili) 2. sistemi di valutare e programmare azioni di controllo 3. fornire una visione d insieme sullo stato dell impianto (ad un operatore, ad altri sistemi automatici, ecc ) per gestire situazioni particolari 4. controllori (PID, PLC, Rtu, ) realizzare fisicamente l azione di controllo per modificare lo stato dell impianto 5. controllo remoto separare fisicamente, quando necessario, gli elementi sopra descritti Raccogliere tutto in un solo strumento? Parliamone 7/40

8 Visione d insieme d (I) controllo Lo strumento dovrebbe poter consentire di realizzare, in un unica entità, il, la supervisione, il controllo e il controllo remoto Occorre ricordare che al crescere delle dimensioni del processo (ad esempio in termini topologici o in termini di complessità) aumenta il numero delle variabili in gioco. Lo strumento dovrà gestire un numero di segnali che cresce con il crescere delle dimensioni del processo 8/40

9 Visione d insieme d (II) controllo Le problematiche si fanno tanto più critiche quanto: la misura è difficile (costi, disponibilità, precisione) maggiori sono le variabili da controllare, i dispositivi da comandare, i comportamenti da inibire più difficoltoso risulta estrapolare un informazione significativa a partire dalle risposte degli impianti (es: per la creazione di S.E.) 9/40

10 Il passo 0 :: acquisire le misure (I) controllo La disponibilità di una misura ha estrema rilevanza nell ottica del controllo poiché contiene dell informazione sullo stato dell impianto (ricordare, in questo contesto, l importanza di conoscere lo stato) Possiamo misurare con gli strumenti classici (esempio: oscilloscopio), con una serie di problemi non indifferenti: condizionamento e filtraggio conversioni A/D memorizzazione e visualizzazione on-line assenti report realtime (es: stampa su carta) assenti visualizzazione in momenti successivi difficoltosa 10/40

11 Il passo 0 :: acquisire le misure (II) controllo Il segnale acquisito secondo il precedente schema è utilizzabile ( utile!); deve inoltre essere: verificato interpretato documentato Lo strumento di misura classico è dotato di caratteristiche intrinseche, tutt altro che apprezzabili: costi necessità di calibrazione scarsa interfacciabilità scarsa portabilità Soluzione: i D.A.S. 11/40

12 D.A.S. (I) controllo I sistemi di acquisizione dati, presentano il vantaggio di integrare in un solo strumento tutta l elettronica necessaria ad acquisire e misurare un segnale. In particolare: il condizionamento e il filtraggio sono realizzati dallo strumento la conversione AD è anch essa interna (maggiore f e affidabilità) presenza di memorie di massa con capacità elevate (dimensioni e prestazioni) visualizzazione on line report realtime playback (analisi dei dati, statistiche, grafica 2D,3D,4D) La diffusione dei calcolatori nell industria (avvenuta dopo gli anni 70) ha fatto si che l architettura più ricorrente di un D.A.S. è costituita da PC + schede di acquisizione (PCI o USB) o PC + box di acquisizione 12/40

13 D.A.S. (II) controllo I D.A.S. sono strumenti concepiti e progettati per eseguire delle misure; non era inizialmente previsto che potessero eseguire anche azioni di controllo I D.A.S. attuali si appoggiano abbondantemente sui calcolatori: si osserva infatti che fra tutte le funzionalità di un D.A.S., buona parte di esse sono realizzate direttamente PC: il condizionamento e il filtraggio sono realizzati dallo strumento la conversione AD è anch essa interna (maggiore f e affidabilità) presenza di memorie di massa con capacità elevate (dimensioni e prestazioni) visualizzazione on line report realtime playback (analisi dei dati, statistiche, grafica 2D,3D,4D) I motivi sono fondamentalmente due: 1. Il costo attuale dei PC 2. La qualità dei software di acquisizione/controllo che possono essere installati su un PC 13/40

14 D.A.S. (III) controllo Le Schede (o i Box) presentano numerose uscite (sia AO sia DO) che possono essere sfruttate per comandare dei dispositivi e realizzare quindi il controllo È necessario che sul PC sia installato un software in grado di decidere le opportune azioni di controllo (il PC funziona da controllore per mezzo del software) (Attualmente) è ragionevole asserire che i D.A.S.: consentono di gestire un numero di segnali (I/O) dell ordine di 10 2 (qualcuno ha idea della tipologia di applicazione che necessita di ~100 segnali? ) presentano il vantaggio di integrare tutti gli strumenti in una sola scheda/box consentono di effettuare il controllo se accoppiati a PC e sw (es: LabVIEW di NI) non possono realizzare il controllo distribuito perché sono installati vicino all impianto 14/40

15 D.C.S. (I) I D.C.S. (sistemi di controllo distribuito) consentono di gestire un numero di segnali dell ordine di 10 3 attraverso l uso di più D.A.S. e di un solo calcolatore Il controllo risulta distribuito perché ciascun D.A.S. può essere installato in prossimità dell impianto sul quale deve operare I D.A.S. devono essere collegati al calcolatore mediante opportuna interfaccia controllo La distanza fra il controllore (PC) e i D.A.S. è determinata da vincoli tecnologici riguardanti i mezzi ed i protocolli di comunicazione fra le due entità (cfr. tabella successiva) 15/40

16 D.C.S. (II) controllo Standard maggiormente utilizzati per le comunicazioni nell A.I. Standard Distanza max [m] Velocità max [kb/s] RS232C ,2 RS232E , RS RS485 FF ( repeater) 31,25 Note - codifica polare inversa (1 logico 15; -3 V; 0 logico +3;+15V) - 3 fili + schermatura - simplex - buona immunità ai disturbi - necessità di un numero di fili doppio rispetto a RS232 - fino a 10 dispositivi collegabili - maggiore immunità ai disturbi - fino a 32 dispositivi collegabili - codifica polare inversa (1 logico 1,5;-5V; 0 logico +1,5;+5V) - ottima immunità ai disturbi - 32 dispositivi per ogni bus - possibilità di realizzare diverse topologie (bus lineare, daisy-chain, albero) - esistenza di gateway per il collegamento diretto a reti Ethernet 16/40

17 D.C.S. (III) controllo Dalla tabella precedente si osserva che gli Standard/protocolli più utilizzati consentono di coprire delle distanze relativamente basse imponendo in sostanza un area entro la quale il controllo può essere distribuito L interfaccia è complessa poiché deve gestire il coordinamento dei vari D.A.S. Ciò va a discapito (in generale) dell integrazione Il problema delle comunicazioni elettriche è stato risolto solo in anni recenti Nel frattempo gli sforzi si sono concentrati sullo sviluppo di un prodotto in grado di raccogliere le funzionalità realizzate sino ad ora separatamente: il controllo, la supervisione, il Notare che il problema è da ricercarsi nei sistemi di telecomunicazione piuttosto che nei sistemi di controllo! 17/40

18 Monitoraggio (I) controllo Il è, in generale, un insieme di funzionalità che permette di conoscere istante per istante lo stato degli impianti e del processo Sia il, sia il necessitano di conoscere lo stato del sistema, ma gli scopi sono differenti Le finalità nel, determinare lo stato è condizione necessaria (e non sufficiente) per vincolare (comandare) l impianto nel, determinare lo stato serve a fornire ad un entità non direttamente coinvolta nel processo (ad esempio un operatore) una visione d insieme sul processo stesso Considerazione: fornire una visione d insieme su un processo non è immediato piccolo impianto 100 variabili come si da una visione d insieme su 100 variabili? (grafico con 100 assi?) problematiche realtime: ci interessa conoscere lo stato dopo 5 ore? 18/40

19 Monitoraggio (II) controllo Il gestisce in modo intelligente le variabili, suddividendole in classi Le entità appartenenti ad una classe hanno lo stesso significato semantico L insieme degli allarmi L insieme delle temperature Una simile suddivisione permette di: aumentare l efficacia del sistema di costruire, anche per quanto riguarda il, una gerarchia che rispecchi, ad esempio, quella della disposizione topologica dell impianto (esempio: l operatore della stazione Y non deve preoccuparsi del guasto della stazione X, se X e Y sono in due zone differenti) Tipici strumenti per il ( lato client ): HMI Browser, WAP GSM, Wireless 19/40

20 S.C.A.D.A. Introduzione (I) controllo Gli S.C.A.D.A. (supervisory control and data acquisition) sono strumenti software che permettono: controllo supervisivo (di alto livello) e controllo remoto acquisizione dati sistemi di gestione degli allarmi integrazione con altri S.I. (es: ERP) gestione degli allarmi analisi dei dati I primi prototipi S.C.A.D.A. risalgono agli inizi degli anni 80, epoca in cui le tecnologie di comunicazione limitano ancora fortemente le possibilità di scambi di informazione fra apparati. Nonostante ciò, l idea di raccogliere in un unico strumento complesso tutte le funzionalità sopra elencate, a portato a dei risultati 20/40

21 S.C.A.D.A. Introduzione (II) controllo La descrizione più generale di uno S.C.A.D.A. è quella in cui sono ben distinti tre elementi: 1. una stazione master 2. una o più unità terminali remote 3. un sistema di telemetria Inizialmente possiamo assumere che l architettura è semplicemente di tipo client-server. In tale architettura: 1. la stazione master è il centro di controllo (hw+sw) 2. Le RTU sono installate in prossimità degli impianti e fungono da coordinatrici per i dispositivi di basso livello detti di campo come ad esempio una valvola, un teleruttore, un servomeccanismo, ecc 3. il sistema di telemetria è l elemento che consente le comunicazioni fra la stazione master e le RTU Si noti che i sistemi per le comunicazioni fra dispositivi di campo e RTU non fanno parte del sistema di telemetria (queste sono le reti di dispositivi) 21/40

22 S.C.A.D.A. Gerarchia (I) controllo Stazione master RTU - centro di controllo e supervisione - invia i comandi alle RTU/riceve dati dal campo - interfaccia fra l utente e il processo - dispostivi intelligenti (µ processore) - intermediario fra la stazione master e i dispositivi di campo - funzionalità simili a quelle di un PLC Sistema di telemetria canale di comunicazione fra stazione Master e RTU Dispositivi di campo (strumentazione) - sensori/attuatori - acquisiscono i dati o realizzano l azione di controllo (fisicamente) 22/40

23 S.C.A.D.A. Standard (I) controllo Nel 1987 la IEEE ha proposto lo Standard C37.1: definizione, specifiche e analisi dei sistemi usati per il controllo supervisivo, l acquisizione dati e il controllo automatico, revisionato nel 1994 (versione C ) Lo standard definisce: 1. cosa è uno S.C.A.D.A. 2. cosa è la stazione master (Master Terminal Unit) 3. cosa sono le RTU 4. le interfacce per lo scambio di messaggi fra MTU e RTU Lo standard NON definisce: 1. come deve essere implementato il sistema di telemetria 2. come devono essere implementate le RTU 3. come devono essere implementate la MTU 4. i protocolli di comunicazione (si limita a consigliare la tipologia) 23/40

24 S.C.A.D.A. Standard (II) controllo Nella versione originale di C37.1 (1987) si osserva che le comunicazioni MTU/RTU possono avvenire per mezzo di modem analogici (!) C demanda, per i protocolli di comunicazione, allo Standard IEEE (raccomandazioni per le comunicazioni fra MTU e RTU negli S.C.A.D.A.). Questo non tiene conto dell evoluzione seguita in quegli anni dalle reti di tlc (in particolare Ethernet/IP), raccomandando (ad esempio) l uso di protocolli della famiglia HDLC Gli svantaggi di HDLC 1. Non c è identificativo di connessione 2. Non si identifica sempre la coppia mittente-destinatario 3. Non presenta sempre il messaggio di ack 4. HDLC non è l unico protocollo menzionato in IEEE /40

25 S.C.A.D.A. Standard (III) controllo Allo stato attuale il sistema di telemetria è nella maggior parte dei casi basato su Ethernet/IP Il caso vuole che in IEEE 802 (standardizzazione di Ethernet) il livello data-link presenti nello strato superiore LCC, che incapsula HDLC fornendo nel complesso servizi che mancavano In questo modo si colgono le raccomandazioni di IEEE e si garantisce l uso di una rete efficiente, veloce e collaudata nel corso degli anni. La digressione sulle reti, costituenti il sistema di telemetria, è necessaria per introdurre le motivazioni che hanno portato a 3 di S.C.A.D.A nel giro di 20 anni. 25/40

26 S.C.A.D.A. Generazioni (I) controllo Tre di sistemi S.C.A.D.A. Le differenze principali: cambiamenti radicali nei sistemi di telemetria introduzione delle HMI cambiamenti nelle funzionalità delle RTU la nascita delle reti di dispositivi Un fattore da nontrascurare: l integrazione di uno S.C.A.D.A. con il resto dei sistemi informativi porta dei grandi vantaggi di carattere economico (anche nel breve periodo). Ovviamente la soluzione integrata non è a costo zero : essa richiede infatti fasi di analisi, progetto e implementazione (sia in termini informatici, sia in termini gestionali) e allocazione di risorse (tecnici, esperti, tempo e denaro) 26/40

27 S.C.A.D.A. Generazioni (II) Prima generazione: i sistemi monolitici ( 80-88) controllo un solo mainframe come MTU (più un secondo identico per la ridondanza) protocolli di comunicazione proprietari (su RS232) raggio d azione limitato connessione di un PC alla MTU per memorizzazione, post-processing,, dei dati (non c è in figura) 27/40

28 S.C.A.D.A. Generazioni (III) controllo Seconda generazione: i sistemi distribuiti ( 88 00) MTU user-friendly con introduzione di HMI affermazione delle LAN/Ethernet e WAN (queste ultime dedicate) raggio d azione esteso stazioni operative e stazioni di comunicazione prima forma di integrazione con il resto dei S.I. aziendali 28/40

29 S.C.A.D.A. Generazioni (IV) controllo Terza generazione: i sistemi basati su reti ( 00 ) profondi mutamenti nei sistemi di telemetria e nelle reti di campo affidabilità aumentata (distribuzione di task e processi) WAN con protocolli pubblici (es: FR) topologie di reti estremamente complesse integrazione totale con il resto dei S.I. aziendali Le RTU sono spesso costituite da PLC o FieldPoint (NI): la loro importanza è destinata a diminuire, per la presenza di dispositivi intelligenti e MTU sempre più evolute Client S.C.A.D.A.; host internet, cellulari, 29/40

30 S.C.A.D.A. Riepilogo controllo Riepilogo sulle caratteristiche degli S.C.A.D.A. I sistemi attuali sono un ibrido fra la prima e la seconda generazione Tanti ingressi/uscite (> 10 5 ) attraverso un sistema gerarchico, - stazione master nel centro di controllo - una o più unità remote, sistemi intelligenti per il coordinamento di dispositivi di campo. - dispositivi di campo (sensori, attuatori, ecc ) Integrazione totale con i sistemi informativi 30/40

31 S.C.A.D.A. Visione per moduli (I) controllo Il confronto fra sistemi S.C.A.D.A. non può essere effettuato attraverso la visione gerarchica di cui si è parlato sino ad ora Si passa alla descrizione per moduli Un modulo è un blocco (hw o sw) costruito per svolgere una funzione specifica; ciascun modulo è indipendente e comunica con gli altri moduli per mezzo di interfacce (cosa fa un modulo è noto, come lo fa no!) La struttura modulare: fa perdere di vista la gerarchia, ma questa ci è nota dallo Standard IEEE C37.1, più volte citato. descrive efficientemente la stazione S.C.A.D.A. Master e l interfaccia verso i dispositivi, le RTU, mette in risalto due caratteristiche di rilievo degli S.C.A.D.A.: la scalabilità e la configurabilità è quello che si compra acquistando un sistema commerciale si presta abbastanza bene per realizzare sistemi ad-hoc mediante linguaggi di scripting (tipicamente VB e VBA) 31/40

32 S.C.A.D.A. Visione per moduli (II) Chi acquista lo S.C.A.D.A. si ritrova con un pacchetto che deve essere installato e messo a punto in base alla configurazione dei propri impianti (come accade con altri semilavorati informatici, esempio ERP SAP/R3) controllo 32/40

33 S.C.A.D.A. Visione per moduli (III) controllo I moduli più significativi della Stazione S.C.A.D.A. Master 1. Interfaccia verso i client 2. Database realtime 3. Database storico 4. Interfaccia verso i dispositivi di campo 5. Gestore degli eventi 6. Motori per la generazione dei report/trend e collezione dati/misure 33/40

34 S.C.A.D.A. Visione per moduli (IV) controllo Interfaccia verso i client permette ad un dispositivo remoto (host Internet, PC, Laptop, palmari, Cellulari) di interagire con l impianto (mediante opportune politiche di sicurezza che vincolano i privilegi del client) Database realtime è il nucleo del sistema di acquisizione dati contiene TUTTE le variabili di processo (anche > 10 6 ) associate a ciascun elemento fisico presente sul campo; la tupla è chiamata, in gergo, tag è utilizzato per controllare, supervisionare e monitorare l impianto Proprietario o commerciale (in ogni caso ODBC) 34/40

35 S.C.A.D.A. Visione per moduli (V) controllo Database storico Collezione degli stati passati dell impianto Tramite dati storici: analisi dati, guasti, controllo qualità, apprendimento, generazione di trend di lungo periodo Interfaccia verso i dispositivi di campo Interfacce per lo scambio di dati fra Master e dispositivi di campo Ogni dispositivo deve a sua volta presentare un interfaccia Un driver mette in comunicazione i due Se ci sono n dispositivi di campo (n interfacce), occorrono n driver (e di nuovo n interfacce) per comunicare con la stazione master Alternativa: OPC (OLE for Process Control) - necessita di un server Gestore degli eventi controllo di tutti gli eventi asincroni che si verificano nell impianto (guasti, malfunzionamenti, allarmi, ) Motori per la generazione dei report/trend e collezione dati/misure 35/40

36 S.C.A.D.A. Visione per moduli (VI) controllo I moduli per la configurazione e la gestione dello S.C.A.D.A. 1. Web Server (per i client) 2. Interfaccia verso DBMS aziendale 3. Interfaccia verso altre applicazioni 4. Editor grafici 5. Tool per lo sviluppo del sistema I dispositivi di campo 1. RTU, PLC, dispositivi di basso livello 36/40

37 S.C.A.D.A. Casi di studio (i) controllo Settore Automotive Chrysler Eurostar Graz (A) Problema: conversione di impianti per la produzione di veicoli destinati a mercati di nicchia (guida a destra, modelli ed. limitate,..). Nello stabilimento è già presente un buon D.C.S. ma le sue caratteristiche non consentono più di coprire il livello di produzione (tenuto conto anche della flessibilità richiesta) Soluzione: ampliamento dell impianto e utilizzo di uno S.C.A.D.A. della Siemens affiancato al vecchio D.C.S. (anch esso Siemens). Lo S.C.A.D.A. controlla sia l impianto preesistente sia il nuovo Risultati: riutilizzo completo degli impianti; migliori prestazioni dell impianto (rendimento); maggiore affidabilità 37/40

38 S.C.A.D.A. Casi di studio (ii( ii) controllo Settore Petrolifero ESSO (UK) Problema: 9 raffinerie dislocate su tutto il territorio del regno unito. Una raffineria serve mediamente 100 autobotti al giorno, ciascuna delle quali trasporta l di carburante (totale 9*100* = litri/giorno). La ESSO desidera supervisionare da una sola postazione tutte le raffinerie Soluzione: con uno S.C.A.D.A. della GeFanuc/Intellution è stato realizzato un centro di controllo dal quale è possibile effettuare la supervisione, la raccolta automatica e il controllo remoto di tutti i serbatoi, le pompe e le valvole presenti nelle 9 stazioni. Il controllo remoto avviene per mezzo di un architettura multi-tier che comprende 9 server collocati presso ciascuna stazione, collegati fra loro e con la sede centrale (Londra) attraverso una VPN Risultati: controllo remoto; omogeneità dei dati raccolti; autonomia di ciascuna raffineria 38/40

39 S.C.A.D.A. Casi di studio (iii( iii) controllo Settore Energetico Centrale nucleare di Pack (U) Problema: controllo della centrale nucleare con produzione di energia pari a GWh (38% del fabbisogno delle utenze domestiche) controllo delle sottostazioni. L obbiettivo è quello di fornire uno strumento per il supporto alle decisioni (esperienza pregressa), ridurre il costo di mantenimento degli impianti e fornire una base di conoscenza per gestire operazioni sequenziali complesse (es: spegnimento di una linea elettrica) Soluzione: utilizzo combinato di uno S.C.A.D.A. e un sistema esperto. Lo S.C.A.D.A. è utilizzato per acquisire dati di altissimo livello e permettere la supervisione e il da postazioni remote. La parte di D.A. è a completo supporto del sistema esperto Risultati: predizione dei guasti, controllo degli stati ammissibili, automatiche di sequenze di operazioni; controllo destinato a migliorare nel tempo grazie al sistema esperto 39/40

40 controllo Vantaggi Altissima integrazione Modularità Scalabilità Controllo remoto Svantaggi Costi Server solo su piattaforme MS Windows Punti aperti Flessibilità? Configurazione ad-hoc: per ogni tipo di impianto? Tendenze future Cooperazione sempre maggiore con i sistemi di intelligenza artificiale 40/40

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