SCADA

El control de supervisión y adquisición de datos ( SCADA ) es una arquitectura de sistema de control que comprende computadoras , comunicaciones de datos en red e interfaces gráficas de usuario para la supervisión de alto nivel de máquinas y procesos. También abarca sensores y actuadores, que son monitoreados y controlados desde controladores lógicos programables , o un sistema de control distribuido (DCS), que interactúa con la planta o maquinaria de proceso.

Las interfaces de operador, que permiten la monitorización y la emisión de comandos de proceso, como los cambios de consigna del controlador , se gestionan a través del sistema informático SCADA. Las operaciones subordinadas, como la lógica de control en tiempo real o los cálculos del controlador, se realizan mediante módulos en red conectados a los sensores y actuadores de campo .

El concepto SCADA se desarrolló como un medio universal de acceso remoto a diversos módulos de control locales, que podían ser de diferentes fabricantes y permitir el acceso mediante protocolos de automatización estándar . En la práctica, los grandes sistemas SCADA han evolucionado hasta asemejarse a los DCS en su funcionamiento, utilizando múltiples formas de interconexión con la planta. Pueden controlar procesos a gran escala que abarcan múltiples ubicaciones y operar a grandes distancias. Es uno de los tipos de sistemas de control industrial más utilizados .

La característica clave de un sistema SCADA es su capacidad para supervisar diversos dispositivos propietarios.

• El nivel 0 contiene los dispositivos de campo, como sensores de caudal y temperatura, y los elementos de control final, como válvulas de control .
• El nivel 1 contiene los módulos de entrada/salida (E/S) industrializados y sus procesadores electrónicos distribuidos asociados.
• El nivel 2 contiene los ordenadores de supervisión, que recopilan la información de los nodos de procesamiento del sistema y proporcionan las pantallas de control del operador.
• El nivel 3 es el nivel de control de producción, que no controla directamente el proceso, sino que se ocupa de supervisar la producción y los objetivos.
• El nivel 4 es el nivel de planificación de la producción.

El nivel 1 contiene los controladores lógicos programables (PLC) o las unidades terminales remotas (RTU).

El nivel 2 contiene las lecturas del sistema SCADA y los informes de estado de los equipos, que se comunican al SCADA de nivel 2 según sea necesario. Los datos se compilan y formatean de manera que un operador de la sala de control, mediante la interfaz hombre-máquina (HMI), pueda tomar decisiones de supervisión para ajustar o anular los controles normales de la RTU (PLC). Los datos también pueden enviarse a un sistema de registro histórico , generalmente basado en un sistema de gestión de bases de datos estándar , para permitir el análisis de tendencias y otras auditorías analíticas.

Los sistemas SCADA suelen utilizar una base de datos de etiquetas , que contiene elementos de datos denominados etiquetas o puntos , relacionados con instrumentación o actuadores específicos dentro del sistema de proceso. Los datos se acumulan en función de estas referencias de etiquetas únicas de los equipos de control de procesos.

Un sistema SCADA generalmente consta de los siguientes elementos principales:

Computadoras de supervisión

Este es el núcleo del sistema SCADA, que recopila datos sobre el proceso y envía comandos de control a los dispositivos conectados en campo. Se refiere al ordenador y al software responsables de la comunicación con los controladores de conexión en campo, que son RTU y PLC, e incluye el software HMI que se ejecuta en las estaciones de trabajo de los operadores. En sistemas SCADA más pequeños, el ordenador supervisor puede estar compuesto por un único PC, en cuyo caso el HMI forma parte de este ordenador. En sistemas SCADA más grandes, la estación maestra puede incluir varios HMI alojados en ordenadores cliente, múltiples servidores para la adquisición de datos, aplicaciones de software distribuidas y sitios de recuperación ante desastres. Para aumentar la integridad del sistema, los múltiples servidores suelen configurarse en una configuración de redundancia dual o de reserva en caliente, lo que proporciona control y monitorización continuos en caso de fallo o avería de un servidor.

Unidades terminales remotas

Las RTU ^{[ 1 ]} se conectan a sensores y actuadores en el proceso y están conectadas en red al sistema informático de supervisión. Las RTU tienen capacidades de control integradas y a menudo cumplen con el estándar IEC 61131-3 para programación y admiten automatización mediante lógica de escalera , un diagrama de bloques de funciones o una variedad de otros lenguajes. Las ubicaciones remotas a menudo tienen poca o ninguna infraestructura local, por lo que no es raro encontrar RTU que funcionan con un pequeño sistema de energía solar , usan radio, GSM o satélite para comunicaciones y están reforzadas para soportar de -20 °C a +70 °C o incluso de -40 °C a +85 °C sin equipos externos de calefacción o refrigeración.

Controladores lógicos programables

Los PLC se conectan a sensores y actuadores en el proceso y están interconectados con el sistema de supervisión. En la automatización industrial, los PLC suelen tener una conexión de alta velocidad con el sistema SCADA. En aplicaciones remotas, como una gran planta de tratamiento de agua, los PLC pueden conectarse directamente al SCADA mediante un enlace inalámbrico o, más comúnmente, utilizar una RTU para la gestión de las comunicaciones. Los PLC están diseñados específicamente para el control y fueron la plataforma fundacional de los lenguajes de programación IEC 61131-3 . Por razones económicas, los PLC se utilizan a menudo en emplazamientos remotos con un gran número de E/S, en lugar de utilizar únicamente una RTU.

Infraestructura de comunicaciones

Esto conecta el sistema informático de supervisión con las RTU y los PLC, y puede utilizar protocolos estándar de la industria o protocolos propietarios del fabricante. Tanto las RTU como los PLC operan de forma autónoma en el control del proceso casi en tiempo real, utilizando la última orden emitida por el sistema de supervisión. Un fallo en la red de comunicaciones no necesariamente detiene los controles del proceso de la planta, y al restablecerse la comunicación, el operador puede continuar con la monitorización y el control. Algunos sistemas críticos contarán con dos redes de datos redundantes, a menudo cableadas a través de rutas diferentes.

Interfaz hombre-máquina

La interfaz hombre-máquina (HMI) es la ventana del operador del sistema de supervisión. Presenta información de la planta al personal operativo de forma gráfica mediante diagramas mímicos, que son una representación esquemática de la planta controlada, y páginas de registro de alarmas y eventos. La HMI está conectada al ordenador de supervisión SCADA para proporcionar datos en tiempo real que alimentan los diagramas mímicos, las pantallas de alarmas y los gráficos de tendencias. En muchas instalaciones, la HMI es la interfaz gráfica de usuario para el operador, recopila todos los datos de los dispositivos externos, crea informes, realiza alarmas, envía notificaciones, etc. Los diagramas mímicos consisten en gráficos de líneas y símbolos esquemáticos para representar los elementos del proceso, o pueden consistir en fotografías digitales de los equipos de proceso superpuestas con símbolos animados. La operación de supervisión de la planta se realiza mediante la HMI, y los operadores emiten comandos utilizando punteros de ratón, teclados y pantallas táctiles. Por ejemplo, un símbolo de una bomba puede mostrar al operador que la bomba está funcionando, y un símbolo de caudalímetro puede mostrar la cantidad de fluido que bombea a través de la tubería. El operador puede apagar la bomba desde el diagrama mímico con un clic del ratón o tocando la pantalla. La HMI mostrará la disminución del caudal del fluido en la tubería en tiempo real. El paquete HMI para un sistema SCADA normalmente incluye un programa de dibujo que los operadores o el personal de mantenimiento del sistema utilizan para cambiar la forma en que se representan estos puntos en la interfaz. Estas representaciones pueden ser tan simples como un semáforo en pantalla, que representa el estado de un semáforo real en el campo, o tan complejas como una pantalla multiproyector que representa la posición de todos los ascensores en un rascacielos o todos los trenes en una vía férrea. Un historiador es un servicio de software dentro de la HMI que acumula datos, eventos y alarmas con marca de tiempo en una base de datos que se puede consultar o utilizar para generar tendencias gráficas en la HMI. El historiador es un cliente que solicita datos a un servidor de adquisición de datos. ^{[ 2 ]}

Una parte importante de la mayoría de las implementaciones SCADA es la gestión de alarmas . El sistema supervisa si se cumplen ciertas condiciones de alarma para determinar cuándo se ha producido un evento de alarma. Una vez detectado un evento de alarma, se toman una o más acciones (como la activación de uno o más indicadores de alarma y, posiblemente, la generación de correos electrónicos o mensajes de texto para informar a la gerencia o a los operadores SCADA remotos). En muchos casos, un operador SCADA puede tener que confirmar el evento de alarma; esto puede desactivar algunos indicadores de alarma, mientras que otros permanecen activos hasta que se resuelvan las condiciones de alarma.

Las condiciones de alarma pueden ser explícitas (por ejemplo, un punto de alarma es un punto de estado digital que tiene el valor NORMAL o ALARMA, calculado mediante una fórmula basada en los valores de otros puntos analógicos y digitales) o implícitas: el sistema SCADA podría supervisar automáticamente si el valor de un punto analógico se encuentra fuera de los límites superior e inferior asociados a dicho punto.

Algunos ejemplos de indicadores de alarma son una sirena, una ventana emergente en la pantalla o un área de color o intermitente en la pantalla (que podría funcionar de forma similar a la luz de "tanque de combustible vacío" en un coche); en cada caso, la función del indicador de alarma es llamar la atención del operador sobre la parte del sistema que está "en alarma" para que se puedan tomar las medidas adecuadas.

Las RTU "inteligentes" o los PLC estándar son capaces de ejecutar de forma autónoma procesos lógicos sencillos sin la intervención del ordenador supervisor. Emplean lenguajes de programación de control estandarizados (como los de la norma IEC 61131-3 , un conjunto de cinco lenguajes que incluye bloques de funciones, lenguajes de escalera, texto estructurado, diagramas de funciones de secuencia y listas de instrucciones), que se utilizan frecuentemente para crear programas que se ejecutan en estas RTU y PLC. A diferencia de un lenguaje procedimental como C o FORTRAN , la norma IEC 61131-3 requiere una formación mínima, ya que se asemeja a los sistemas de control físico tradicionales. Esto permite a los ingenieros de sistemas SCADA diseñar e implementar programas para su ejecución en una RTU o PLC.

Un controlador de automatización programable (PAC) es un controlador compacto que combina las características y capacidades de un sistema de control basado en PC con las de un PLC típico. Los PAC se implementan en sistemas SCADA para proporcionar funciones de RTU y PLC. En muchas aplicaciones SCADA de subestaciones eléctricas , las RTU distribuidas utilizan procesadores de información o computadoras de estación para comunicarse con relés de protección digitales , PAC y otros dispositivos de E/S, y se comunican con el maestro SCADA en lugar de una RTU tradicional.

Desde aproximadamente 1998, prácticamente todos los principales fabricantes de PLC han ofrecido sistemas HMI/SCADA integrados, muchos de ellos utilizando protocolos de comunicación abiertos y no propietarios. Numerosos paquetes HMI/SCADA especializados de terceros, que ofrecen compatibilidad integrada con la mayoría de los PLC principales, también han entrado en el mercado, lo que permite a los ingenieros mecánicos, ingenieros eléctricos y técnicos configurar las HMI por sí mismos, sin necesidad de un programa personalizado escrito por un programador de software. La Unidad Terminal Remota (RTU) se conecta al equipo físico. Normalmente, una RTU convierte las señales eléctricas del equipo en valores digitales. Al convertir y enviar estas señales eléctricas al equipo, la RTU puede controlarlo.

Los sistemas SCADA tradicionalmente han utilizado combinaciones de conexiones inalámbricas y cableadas, aunque SONET/SDH también se usa con frecuencia en sistemas de gran tamaño, como ferrocarriles y centrales eléctricas. La función de gestión o monitorización remota de un sistema SCADA se conoce como telemetría . Algunos usuarios desean que los datos SCADA se transmitan a través de sus redes corporativas preestablecidas o que la red se comparta con otras aplicaciones. Sin embargo, persiste el legado de los primeros protocolos de bajo ancho de banda.

Los protocolos SCADA están diseñados para ser muy compactos. Muchos están diseñados para enviar información solo cuando la estación maestra consulta la RTU. Los protocolos SCADA heredados típicos incluyen Modbus RTU, RP-570 , Profibus y Conitel. Estos protocolos de comunicación, con la excepción de Modbus (Modbus ha sido liberado por Schneider Electric), son todos específicos del proveedor de SCADA, pero están ampliamente adoptados y utilizados. Los protocolos estándar son IEC 60870-5-101 o 104 , IEC 61850 y DNP3 . Estos protocolos de comunicación están estandarizados y reconocidos por todos los principales proveedores de SCADA. Muchos de estos protocolos ahora contienen extensiones para operar sobre TCP/IP . Aunque el uso de especificaciones de red convencionales, como TCP/IP , difumina la línea entre las redes tradicionales e industriales, cada una cumple requisitos fundamentalmente diferentes. ^{[ 3 ]} La simulación de red se puede utilizar junto con simuladores SCADA para realizar varios análisis de "qué pasaría si".

Ante las crecientes exigencias de seguridad (como las de la North American Electric Reliability Corporation (NERC) y la protección de infraestructuras críticas (CIP) en EE. UU.), se observa un uso cada vez mayor de la comunicación vía satélite. Esto presenta las ventajas clave de que la infraestructura puede ser autónoma (sin utilizar circuitos del sistema telefónico público), puede incorporar cifrado y puede diseñarse para cumplir con los requisitos de disponibilidad y fiabilidad del operador del sistema SCADA. Las experiencias previas con VSAT de uso doméstico fueron deficientes. Los sistemas modernos de clase portadora proporcionan la calidad de servicio necesaria para SCADA. ^{[ 4 ]}

Las RTU y otros dispositivos de control automático se desarrollaron antes de la aparición de estándares de interoperabilidad en la industria. Como resultado, los desarrolladores y sus directivos crearon multitud de protocolos de control. Entre los principales proveedores, existía el incentivo de crear sus propios protocolos para fidelizar a sus clientes. Aquí se presenta una lista de protocolos de automatización .

Un ejemplo de los esfuerzos de los grupos de proveedores para estandarizar los protocolos de automatización es el OPC-UA (anteriormente "OLE para control de procesos", ahora Open Platform Communications Unified Architecture ).

Los sistemas SCADA han evolucionado a través de cuatro generaciones de la siguiente manera: ^{[ 5 ] [ 6 ] [ 7 ] [ 8 ]}

Los primeros sistemas SCADA realizaban sus cálculos mediante grandes minicomputadoras . En la época en que se desarrolló SCADA, no existían servicios de red comunes. Por lo tanto, los sistemas SCADA eran sistemas independientes sin conectividad con otros sistemas. Los protocolos de comunicación utilizados eran estrictamente propietarios en aquel entonces. La redundancia de los sistemas SCADA de primera generación se lograba mediante un sistema central de respaldo conectado a todas las unidades terminales remotas y se utilizaba en caso de fallo del sistema central principal. ^{[ 9 ]} Algunos sistemas SCADA de primera generación se desarrollaron como operaciones "llave en mano" que se ejecutaban en minicomputadoras como la serie PDP-11 . ^{[ 10 ]}

El procesamiento de información y comandos del sistema SCADA se distribuía entre varias estaciones conectadas mediante una red LAN. La información se compartía prácticamente en tiempo real. Cada estación era responsable de una tarea específica, lo que reducía los costos en comparación con los sistemas SCADA de primera generación. Los protocolos de red utilizados aún no estaban estandarizados. Dado que estos protocolos eran propietarios, muy pocas personas, aparte de los desarrolladores, tenían los conocimientos suficientes para determinar el nivel de seguridad de una instalación SCADA. La seguridad de la instalación SCADA solía pasarse por alto.

De forma similar a una arquitectura distribuida, cualquier sistema SCADA complejo puede reducirse a sus componentes más simples y conectarse mediante protocolos de comunicación. En el caso de un diseño en red, el sistema puede extenderse a través de varias redes LAN, denominadas redes de control de procesos (PCN) , y estar geográficamente separados. Varias arquitecturas SCADA distribuidas que se ejecutan en paralelo, con un único supervisor e historiador, podrían considerarse una arquitectura de red. Esto permite una solución más rentable en sistemas de gran escala.

El crecimiento de internet ha llevado a los sistemas SCADA a implementar tecnologías web que permiten a los usuarios ver datos, intercambiar información y controlar procesos desde cualquier lugar del mundo a través de protocolos web estándar como HTTPS y WebSocket para actualizaciones en tiempo real. ^{[ 11 ] [ 12 ]} A principios de la década de 2000 se produjo la proliferación de sistemas SCADA web. ^{[ 13 ] [ 14 ]} Los sistemas SCADA web utilizan navegadores web como Google Chrome y Mozilla Firefox como interfaz gráfica de usuario (GUI) para la HMI del operador. Esto simplifica la instalación del lado del cliente y permite a los usuarios acceder al sistema desde diversas plataformas con navegadores web, como servidores, ordenadores personales, portátiles, tabletas y teléfonos móviles.

Los sistemas SCADA que conectan instalaciones descentralizadas como sistemas de energía, petróleo, oleoductos, distribución de agua y recolección de aguas residuales fueron diseñados para ser abiertos, robustos y fáciles de operar y reparar, pero no necesariamente seguros. ^{[ 15 ] [ 16 ]} El cambio de tecnologías propietarias a soluciones más estandarizadas y abiertas, junto con el mayor número de conexiones entre sistemas SCADA, redes de oficina e Internet, los ha hecho más vulnerables a tipos de ataques de red que son relativamente comunes en la seguridad informática . Por ejemplo, el Equipo de Preparación para Emergencias Informáticas de los Estados Unidos (US-CERT) publicó un aviso de vulnerabilidad ^{[ 17 ]} advirtiendo que los usuarios no autenticados podrían descargar información de configuración confidencial, incluidos hashes de contraseñas, de un sistema Inductive Automation Ignition utilizando un tipo de ataque estándar que aprovecha el acceso al servidor web integrado Tomcat . El investigador de seguridad Jerry Brown presentó un aviso similar sobre una vulnerabilidad de desbordamiento de búfer ^{[ 18 ]} en un control ActiveX Wonderware InBatchClient . Ambos proveedores pusieron actualizaciones a disposición antes de la publicación pública de la vulnerabilidad. Las recomendaciones de mitigación fueron prácticas estándar de parcheo y requerir acceso VPN para una conectividad segura. En consecuencia, la seguridad de algunos sistemas basados ​​en SCADA se ha puesto en entredicho, ya que se consideran potencialmente vulnerables a los ciberataques . ^{[ 19 ] [ 20 ] [ 21 ]}

En particular, a los investigadores de seguridad les preocupa lo siguiente:

• La falta de preocupación por la seguridad y la autenticación en el diseño, la implementación y el funcionamiento de algunas redes SCADA existentes.
• La creencia de que los sistemas SCADA tienen la ventaja de la seguridad a través de la ocultación mediante el uso de protocolos especializados e interfaces propietarias.
• La creencia de que las redes SCADA son seguras porque están protegidas físicamente.
• La creencia de que las redes SCADA son seguras porque están desconectadas de Internet.

Los sistemas SCADA se utilizan para controlar y supervisar procesos físicos, como la transmisión de electricidad, el transporte de gas y petróleo por oleoductos, la distribución de agua, los semáforos y otros sistemas fundamentales para la sociedad moderna. La seguridad de estos sistemas SCADA es crucial, ya que su vulneración o destrucción afectaría a múltiples áreas de la sociedad, incluso a aquellas alejadas del punto donde se produjo la falla. Por ejemplo, un apagón provocado por un sistema SCADA eléctrico comprometido ocasionaría pérdidas económicas a todos los clientes que reciben electricidad de esa fuente. La seguridad de las implementaciones SCADA antiguas puede ser compleja debido a que los equipos de control suelen estar distribuidos geográficamente, tienen una larga vida útil y su reemplazo o reparación resulta costoso.

Existen muchos vectores de amenaza para un sistema SCADA moderno. Uno es la amenaza de acceso no autorizado al software de control, ya sea por acceso humano o por cambios inducidos intencionalmente o accidentalmente por infecciones de virus y otras amenazas de software que residen en la máquina host de control. Otra es la amenaza de acceso de paquetes a los segmentos de red que alojan los dispositivos SCADA. En muchos casos, el protocolo de control carece de cualquier forma de seguridad criptográfica , lo que permite a un atacante controlar un dispositivo SCADA enviando comandos a través de una red. En muchos casos, los usuarios de SCADA han asumido que tener una VPN ofrecía protección suficiente, sin ser conscientes de que la seguridad puede eludirse fácilmente con acceso físico a los conectores y conmutadores de red relacionados con SCADA. Los proveedores de control industrial sugieren abordar la seguridad de SCADA como la seguridad de la información con una estrategia de defensa en profundidad que aprovecha las prácticas comunes de TI. ^{[ 22 ]} Además, la investigación ha demostrado que la arquitectura de los sistemas SCADA tiene varias otras vulnerabilidades, incluyendo la manipulación directa de las RTU, los enlaces de comunicación de las RTU al centro de control y el software y las bases de datos de TI en el centro de control. ^{[ 23 ]} Las RTU podrían, por ejemplo, ser objetivos de ataques de engaño que inyectan datos falsos ^{[ 24 ]} o ataques de denegación de servicio .

El funcionamiento fiable de los sistemas SCADA en nuestra infraestructura moderna puede ser crucial para la salud y la seguridad públicas. Por lo tanto, los ataques a estos sistemas pueden amenazar directa o indirectamente la salud y la seguridad públicas. Un ataque de este tipo ya se ha producido, llevado a cabo contra el sistema de control de aguas residuales del Consejo del Condado de Maroochy en Queensland , Australia . ^{[ 25 ]} Poco después de que un contratista instalara un sistema SCADA en enero de 2000, los componentes del sistema comenzaron a funcionar de forma errática. Las bombas no funcionaban cuando se necesitaban y no se reportaban las alarmas. Más grave aún, las aguas residuales inundaron un parque cercano, contaminaron una zanja de drenaje de aguas superficiales abierta y fluyeron 500 metros hasta un canal de mareas. El sistema SCADA estaba ordenando la apertura de las válvulas de aguas residuales cuando el protocolo de diseño debería haberlas mantenido cerradas. Inicialmente se creyó que se trataba de un fallo del sistema. El monitoreo de los registros del sistema reveló que las fallas eran el resultado de ciberataques. Los investigadores reportaron 46 casos separados de interferencia externa maliciosa antes de que se identificara al culpable. Los ataques fueron perpetrados por un exempleado descontento de la empresa que había instalado el sistema SCADA. El exempleado esperaba ser contratado a tiempo completo por la compañía eléctrica para el mantenimiento del sistema.

En abril de 2008, la Comisión para Evaluar la Amenaza para los Estados Unidos por Ataque de Pulso Electromagnético (EMP) publicó un Informe sobre Infraestructuras Críticas que analizaba la extrema vulnerabilidad de los sistemas SCADA ante un ataque de pulso electromagnético (EMP). Tras realizar pruebas y análisis, la comisión concluyó: «Los sistemas SCADA son vulnerables a un ataque EMP. El gran número de sistemas y la amplia dependencia de estos en todas las infraestructuras críticas del país representan una amenaza sistémica para su funcionamiento continuo tras un ataque EMP. Además, la necesidad de reiniciar, reparar o reemplazar un gran número de sistemas geográficamente dispersos dificultará considerablemente la recuperación del país tras un ataque de este tipo». ^{[ 26 ]}

Muchos proveedores de productos SCADA y de control han comenzado a abordar los riesgos que plantea el acceso no autorizado mediante el desarrollo de líneas de soluciones especializadas de firewall industrial y VPN para redes SCADA basadas en TCP/IP, así como equipos externos de monitoreo y grabación SCADA. La Sociedad Internacional de Automatización (ISA) comenzó a formalizar los requisitos de seguridad SCADA en 2007 con un grupo de trabajo, el WG4. El WG4 "se ocupa específicamente de los requisitos técnicos únicos, las mediciones y otras características necesarias para evaluar y garantizar la resiliencia de seguridad y el rendimiento de los dispositivos de sistemas de automatización y control industrial". ^{[ 27 ]}

El creciente interés en las vulnerabilidades de los sistemas SCADA ha llevado a que los investigadores descubran vulnerabilidades en software SCADA comercial y presenten técnicas SCADA ofensivas más generales a la comunidad de seguridad en general. ^{[ 28 ]} En los sistemas SCADA de las empresas de servicios eléctricos y de gas, la vulnerabilidad de la gran base instalada de enlaces de comunicaciones seriales cableados e inalámbricos se aborda en algunos casos mediante la aplicación de dispositivos de protección contra ataques que emplean autenticación y cifrado estándar de cifrado avanzado en lugar de reemplazar todos los nodos existentes. ^{[ 29 ]}

En junio de 2010, la empresa de seguridad antivirus VirusBlokAda informó de la primera detección de malware que ataca sistemas SCADA ( sistemas WinCC /PCS 7 de Siemens) que se ejecutan en sistemas operativos Windows. El malware se llama Stuxnet y utiliza cuatro ataques de día cero para instalar un rootkit que, a su vez, accede a la base de datos del SCADA y roba archivos de diseño y control. ^{[ 30 ] [ 31 ]} El malware también es capaz de modificar el sistema de control y ocultar dichos cambios. El malware se encontró en 14 sistemas, la mayoría de los cuales estaban ubicados en Irán. ^{[ 32 ]}

En octubre de 2013, National Geographic estrenó un docudrama titulado American Blackout que trataba sobre un hipotético ciberataque a gran escala contra el sistema SCADA y la red eléctrica de Estados Unidos. ^{[ 33 ]}

Utilizando el concepto SCADA, se pueden construir sistemas tanto grandes como pequeños. Estos sistemas pueden abarcar desde decenas hasta miles de bucles de control , según la aplicación. Algunos ejemplos de procesos incluyen procesos industriales, de infraestructura y de instalaciones, como se describe a continuación:

• Los procesos industriales incluyen la fabricación , el control de procesos , la generación de energía , la elaboración y el refinado, y pueden ejecutarse en modos continuos, por lotes, repetitivos o discretos.
• Los procesos de infraestructura pueden ser públicos o privados, e incluyen el tratamiento y la distribución de agua , la recogida y el tratamiento de aguas residuales , los oleoductos y gasoductos , la transmisión y distribución de energía eléctrica y los parques eólicos .
• Procesos de instalaciones, incluidos edificios, aeropuertos, barcos y estaciones espaciales . Supervisan y controlan los sistemas de calefacción, ventilación y aire acondicionado (HVAC), el acceso y el consumo de energía .

Sin embargo, los sistemas SCADA pueden tener vulnerabilidades de seguridad, por lo que deben evaluarse para identificar riesgos e implementar soluciones para mitigarlos. ^{[ 34 ]}

• DNP3 – Protocolo de red informática 
• EPICS – Infraestructura de software para la construcción de sistemas de control distribuido 
• IEC 60870 – Normas que definen los sistemas utilizados para el telecontrol. 

• Directrices de seguridad SCADA del Reino Unido
• BBC NEWS | Tecnología | Espías se infiltran en la red eléctrica estadounidense