Sigenergy SigenStack

Sistema di accumulo a batterie per impianti commerciali e industriali

SigenStack è la batteria modulare Sigenergy per impianti commerciali e industriali: moduli LFP da 12,06 kWh, da 4 a 21 per sistema, collegati a un inverter Sigen Hybrid M1-HYA da 50 a 125 kW. I moduli e il controllore della batteria comunicano con l’inverter tramite CAN. Edge legge il server Modbus TCP dell’inverter sulla porta 502 secondo il protocollo pubblico Sigenergy Modbus Protocol V2.7: valori complessivi all’indirizzo slave 247 e ciascun inverter al proprio indirizzo.

Colonne di batterie Sigenergy SigenStack e inverter Sigen Hybrid mostrati nella scheda tecnica del produttore
  • Modbus TCP
  • CAN

Sistema di accumulo a batterie per impianti commerciali e industriali

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Compatibilità

Compatibile con EpiSensor Edge tramite Modbus TCP attraverso l’inverter Sigen Hybrid

Sigenergy Modbus Protocol V2.7 elenca gli inverter ibridi Sigen PV da 50 a 125 M1-HYA, definisce un server Modbus TCP sulla porta 502 e pubblica registri di impianto e inverter per SOC, potenza della batteria, energia e stato. Edge è un client Modbus TCP e legge quel server. I moduli SigenStack e il controllore della batteria raggiungono l’inverter tramite CAN, collegamento interno al sistema Sigenergy.

SigenStack BAT 12.0 con SigenStack BC su Sigen PV 50, 60, 80, 100, 110 o 125 M1-HYA, schede tecniche 20260924 e 20260709 e Modbus Protocol V2.7. I modelli di backup M1-HYB non compaiono nella tabella dei modelli V2.7. Verifica sul posto: confermare con l’installatore che l’impianto risponda a Modbus TCP, annotare l’indirizzo slave di ciascun inverter e confrontare le prime letture con mySigen. Monitoraggio in sola lettura; nessuna scrittura di modalità EMS, potenza o SOC.

Collegalo con

In ogni sistema SigenStack, l’inverter M1-HYA a cui è collegata la batteria fornisce i registri di impianto e inverter

  • Cablato
  • Edge
  • Piattaforme
Sistema di accumulo a batterie per impianti commerciali e industriali
Interfaccia
Gateway
Edge
Uscita
SigenStackModuli SigenStack e controllore della batteria
Inverter ibrido Sigen PV M1-HYAGestisce la batteria SigenStack, esegue l’EMS integrato e fornisce i registri di impianto e inverter
ZGW-20 GatewayEsegue Edge localmente
EpiSensor EdgeClient Modbus e mappa dei registri
Piattaforma del clienteMQTT · API · file
CAN dal controllore della batteria SigenStack
Ethernet, Modbus TCP sulla porta 502, sola lettura
Esecuzione locale
Invio successivo dei dati facoltativo
Collegare il Gateway alla stessa rete protetta di una porta di rete RJ45 dell’inverter. Edge apre una connessione Modbus TCP verso quell’inverter sulla porta 502 e legge i valori complessivi all’indirizzo slave 247 e ciascun inverter al proprio indirizzo. Iniziare con SOC, potenza della batteria e stato di funzionamento, confrontarli con mySigen e aggiungere poi i contatori di energia. Sola lettura. L’invio a una piattaforma del cliente è facoltativo; Edge rimane il sistema locale di riferimento.

Modelli

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ModelliInterfacciaCollegamento a Edge
SigenStack BAT 12.0 with SigenStack BC M2-0.5C-BST, M2-1C-BST, M2-0.5C-BST-L or M2-1C-BST-LModuli LFP da 12,06 kWh, da 4 a 21 per sistema e fino a 7 per colonna; il controllore della batteria comunica con l’inverter tramite CANLeggere i valori della batteria dal server Modbus TCP dell’inverter. Il controllore della batteria non ha un’interfaccia Edge propria.
SigenStack BC M2-0.5CControllore della batteria limitato a sistemi connessi alla rete con almeno 20 moduli a 380/400 V e senza impianto FV collegatoStesso collegamento tramite l’inverter. Usare un controllore BST per qualsiasi altra configurazione, come richiesto dalla scheda tecnica.
Sigen PV 50M1-HYA, 60M1-HYA, 80M1-HYA, 100M1-HYA, 110M1-HYA, 125M1-HYAInverter ibridi da 50 a 125 kW con WLAN, Fast Ethernet, RS485 e Sigen CommModElencati sotto Hybrid Inv. nella tabella 2-1 di Modbus Protocol V2.7. Si applicano i registri contrassegnati per Hybrid Inv.
Sigen PV M1-HYB backup invertersVarianti di backup della stessa gamma di potenzaAssenti dalla tabella dei modelli V2.7. Ottenere la revisione del protocollo Sigenergy che elenca la serie HYB prima di usarvi questi registri.

Specifiche

Un sistema SigenStack contiene da 4 a 21 moduli SigenStack BAT 12.0, fino a 7 per colonna, per un massimo di 253 kWh. Un controllore della batteria SigenStack BC si trova su ogni colonna e si collega tramite CAN a un inverter ibrido Sigen per impianti commerciali e industriali.2

Modulo della batteria
SigenStack BAT 12.0: LiFePO4, celle da 314 Ah, 12,06 kWh per modulo, 105 kg, 770 / 300 / 363 mm2
Tasso di carica e scarica
0,5C nominale, 1C massimo2
Dimensione del sistema
Da 4 a 21 moduli per sistema, 7 per colonna; energia massima del sistema di 253 kWh2
Controllore della batteria
SigenStack BC: massimo 180 A da e verso l’inverter, intervallo operativo da 550 a 1 100 V, comunicazione CAN2
Potenza dell’inverter
Sigen PV da 50 a 125 M1-HYA: da 50 000 a 125 000 W CA nominali; da 55 000 a 137 500 W massimi di carica e scarica della batteria; corrente operativa della batteria 180 A3
Comunicazione dell’inverter
WLAN, Fast Ethernet, RS485 e Sigen CommMod (4G/3G/2G); EMS integrato per un massimo di 100 unità in parallelo senza registratore dati3
Server Modbus TCP
Server TCP, modalità slave, porta 502; indirizzo impianto 247, indirizzi inverter da 1 a 246, indirizzo broadcast 01
Ambiente della batteria
IP66; funzionamento da -20 a 55 °C; fino a 4 000 m con riduzione di potenza oltre 2 000 m; soppressione incendio ad aerosol, sensore di fumo e sfiato2
Norme della batteria
IEC/EN 60730-1, UN 38.3, IEC/EN 62619, IEC/EN 63056, IEC/EN 62040, UL9540A2

Interfaccia

Misure documentate e limiti di integrazione per SigenStack.

  • Livello impianto, indirizzo slave 247, FC04: [ESS] SOC 30014 (U16, fattore 10, %), potenza attiva dell’impianto 30031 (S32, fattore 1000, kW), potenza fotovoltaica 30035 (S32, fattore 1000, kW), potenza [ESS] 30037 (S32, fattore 1000, kW; positiva in carica, negativa in scarica) e stato di funzionamento dell’impianto 30051 (U16, appendice 1: 0 attesa, 1 funzionamento, 2 guasto, 3 arresto, 7 anomalia ambientale).
  • Livello impianto, indirizzo 247: capacità energetica nominale [ESS] 30083 (U32, fattore 100, kWh), [ESS] SOH 30087 (U16, fattore 10, %, ponderato sulla capacità nominale di ciascun ESS) e potenza attiva del sensore di rete 30005 (S32, fattore 1000, kW; positiva in prelievo, negativa in immissione) quando lo stato del sensore di rete 30004 vale 1.
  • Livello inverter, indirizzo slave proprio dell’inverter da 1 a 246: potenza attiva nominale 30540 (U32, fattore 1000, kW), stato di funzionamento 30578 (U16), potenza di carica/scarica [ESS] 30599 (S32, fattore 1000, kW), [ESS] SOC batteria 30601 e SOH 30602 (U16, fattore 10, %). Tipo di modello 30500, numero di serie 30515 e firmware 30525 sono stringhe ASCII di 15, 10 e 15 registri che il client Modbus di Edge non decodifica; annotarli durante la messa in servizio da mySigen o da uno strumento Modbus.
  • Energia della batteria a livello inverter: energia di carica giornaliera [ESS] 30566 ed energia di scarica giornaliera 30572 (U32, fattore 100, kWh). I valori su due registri arrivano con la parola più significativa per prima, come mostra l’esempio del capitolo 6. I totali accumulati di carica e scarica a 30568 e 30574 sono a 64 bit (U64, 4 registri), che il client Modbus di Edge non legge; usare i contatori giornalieri per l’energia del giorno e ottenere i totali accumulati da mySigen.
  • I registri holding a partire da 40000, inclusi la modalità di funzionamento EMS, l’abilitazione Remote EMS 40029 e i valori di potenza richiesti, sono registri di controllo. Non scriverli: il controllo della batteria esula da questa guida e richiede l’accordo del proprietario del sito e di Sigenergy.

Valutazione

SigenStack BAT 12.0 con SigenStack BC su Sigen PV da 50 a 125 M1-HYA, Modbus Protocol V2.7. I modelli di backup M1-HYB e il controllo tramite registri holding sono fuori ambito.

InteroperabilitàSupportato a determinate condizioni
Una mappa pubblica Modbus TCP sulla porta 502 copre i valori di batteria a livello di impianto e inverter con tipi, fattori e unità. La condizione è risolvere tramite una prima lettura le tabelle dei codici funzione contraddittorie di questa revisione.13
AccuratezzaSupportato a determinate condizioni
Potenza della batteria, potenza del sensore di rete e contatori di energia hanno fattori e segni dichiarati. SOC e SOH sono stime della gestione batteria; i valori di rete esistono solo con un sensore di rete collegato.1
SicurezzaLimitato
Il server usa Modbus TCP in chiaro sulla porta 502 senza autenticazione e la stessa porta accetta comandi di scrittura. Limitarne l’accesso al Gateway su una rete protetta.1
AffidabilitàSupportato a determinate condizioni
V2.7 definisce un periodo minimo di richiesta di 1000 ms, un timeout di 1000 ms e codici di eccezione standard, così il client può distinguere risposte lente, rifiutate e mancanti.1
RobustezzaSupportato a determinate condizioni
Batteria e inverter sono IP66. La batteria funziona da -20 a 55 °C con riduzione di potenza oltre 2 000 m; l’inverter funziona da -30 a 60 °C.23
ScalabilitàBen supportato
Una connessione raggiunge i valori complessivi all’indirizzo 247 e ogni inverter al proprio indirizzo. L’EMS integrato dell’inverter supporta fino a 100 unità in parallelo e ogni sistema contiene da 4 a 21 moduli.123
Ciclo di vitaSupportato a determinate condizioni
Il protocollo contiene una cronologia datata da V1.0 a V2.7 ed entrambe le schede tecniche sono versioni del 2026. Le revisioni successive aggiungono modelli e registri, quindi annotare quella utilizzata.12

Configurazione

Leggere SOC dell’impianto SigenStack e potenza della batteria

Una prima lettura secondo Sigenergy Modbus Protocol V2.7 (pubblicato il 2025-05-23). Il punto di connessione è il server Modbus TCP dell’inverter M1-HYA; le PDU seguenti omettono l’intestazione MBAP aggiunta dal client TCP. I byte di risposta sono verifiche sintetiche del decoder, non acquisizioni da un dispositivo.

Punto di connessione e unità
Indirizzo IP dell’inverter, porta TCP 502. Identificatore unità 247 (0xF7) per i registri di impianto; indirizzo proprio dell’inverter da 1 a 246 per i suoi registri. L’indirizzo 0 è il broadcast dell’impianto, che non risponde mai; non usarlo per le letture.
Funzione e convenzione degli indirizzi
FC04, lettura dei registri di ingresso: la sezione 4.1 indica che i registri di sola lettura supportano solo 0x04. Gli indirizzi della tabella sono quelli sul bus: il registro 30014 è trasmesso come 0x753E, senza offset. La tabella del capitolo 6 di V2.7 riporta invece 0x03 per tali registri e il suo esempio usa 0x03; se FC04 restituisce l’eccezione 01, ripetere la lettura con FC03.
SOC dell’impianto
Unità 247, PDU 04 75 3E 00 01: un registro a 30014. PDU di risposta sintetica 04 02 02 DF: U16 0x02DF = 735, fattore 10, quindi 73,5 %.
Potenza della batteria dell’impianto
Unità 247, PDU 04 75 55 00 02: registri 30037 e 30038. Dati sintetici FF FF EC 78, parola più significativa per prima: S32 -5000, fattore 1000, quindi -5,000 kW. V2.7 definisce il segno negativo come scarica; la batteria si sta quindi scaricando a 5 kW.
La decodifica del manuale
Il capitolo 6 legge la potenza attiva nominale 30540 all’indirizzo inverter 01 con PDU 03 77 4C 00 02 e riceve PDU 03 04 00 00 61 A8. 0x000061A8 = 25000, fattore 1000, quindi 25,000 kW. La parola più significativa arriva per prima, determinando l’ordine per tutti i valori S32 e U32.
Confronto con il display
Confrontare SOC e potenza della batteria con mySigen nello stesso minuto, mentre la batteria carica o scarica in modo stabile. Un segno errato indica un altro registro; un valore 10 o 1000 volte troppo alto indica che non è stato applicato il fattore.

Criterio di verifica: La batteria viene letta attraverso l’inverter Sigen Hybrid a cui è collegata, usando la mappa pubblica V2.7 di Sigenergy. Non è una connessione diretta al controllore della batteria né una prova fisica con Edge e non effettua scritture nell’EMS.

  1. Identificare il sistema

    Annotare il modello dell’inverter dalla targhetta (per esempio Sigen PV 125M1-HYA), la variante del controllore della batteria, il numero di moduli per colonna e il firmware dell’inverter. Verificare che compaia nella riga Hybrid Inv. della tabella 2-1 di Modbus Protocol V2.7; i modelli di backup M1-HYB richiedono una revisione successiva del protocollo.

  2. Trovare il punto di connessione Modbus e gli indirizzi

    Edge si collega a un inverter dell’impianto sulla porta TCP 502. I registri dell’impianto rispondono solo all’indirizzo slave 247. Ogni inverter risponde all’indirizzo slave univoco impostato nell’app, da 1 a 246. Chiedere all’installatore di confermare che l’impianto risponda a Modbus TCP e di fornire gli indirizzi degli inverter.

  3. Collegare il Gateway alla rete dell’inverter

    Collegare il Gateway alla rete protetta che raggiunge una porta di rete RJ45 dell’inverter, non alla porta chiamata SigenStack Ethernet Port (RJ45 3) nel manuale, che appartiene alla batteria. Assegnare un indirizzo fisso all’inverter e consentire l’accesso alla porta 502 solo al Gateway.

  4. Leggere SOC dell’impianto e potenza della batteria

    Usare FC04 per i registri di sola lettura della gamma 30000. Leggere 30014 all’indirizzo 247 per il SOC dell’impianto e 30037 per la potenza della batteria, come nell’esempio. Non interrogare più di una volta al secondo: V2.7 impone un periodo minimo di richiesta di 1000 ms e considera l’assenza di risposta entro 1000 ms come scadenza del tempo di attesa.

  5. Confrontare, poi ampliare

    Confrontare SOC e potenza della batteria con mySigen nello stesso minuto. Aggiungere poi i valori di ogni inverter al relativo indirizzo e i contatori di energia. Lasciare i registri holding senza scritture e registrare le risposte mancanti come non disponibili, non come zero.

Domande comuni

Con quale dispositivo comunica Edge in un sistema SigenStack?
Con l’inverter ibrido Sigen PV M1-HYA. I moduli SigenStack e il controllore della batteria si collegano a esso tramite CAN e l’inverter fornisce i registri Modbus TCP sulla porta 502. Una connessione a qualsiasi inverter dell’impianto raggiunge l’indirizzo di impianto e tutti gli indirizzi degli inverter.12
Che cos’è l’indirizzo slave 247?
È l’indirizzo dell’impianto. I registri di impianto, come SOC complessivo 30014 e potenza della batteria 30037, rispondono solo a 247. Ogni inverter risponde al proprio indirizzo da 1 a 246 impostato nell’app. L’indirizzo 0 è un broadcast di controllo che non risponde mai.1
Devo leggere con FC03 o FC04?
FC04 per i registri di sola lettura della gamma 30000. La sezione 4.1 di V2.7 indica che supportano solo 0x04. La tabella e l’esempio del capitolo 6 della stessa revisione riportano 0x03; se FC04 viene rifiutato con l’eccezione 01, provare FC03.1
Il protocollo copre gli inverter di backup M1-HYB?
Non in V2.7. La tabella 2-1 elenca la serie Sigen PV da 50 a 125 M1-HYA sotto Hybrid Inv. Per un sistema HYB, ottenere la revisione del protocollo Sigenergy che elenca tale serie prima di affidarsi a questi registri.1
Edge può impostare la potenza di carica o scarica della batteria?
Questa guida non lo prevede. V2.7 dispone di registri holding per la modalità EMS, Remote EMS e i valori di potenza richiesti. Il manuale C&I avverte di non entrare né uscire dalla modalità Remote EMS senza conferma dell’installatore. Il controllo richiede l’accordo del proprietario del sito e di Sigenergy.14

Fonti

  1. Sigenergy Modbus Protocol V2.7, pubblicato il 2025-05-23 (si apre in una nuova scheda) (PDF) Sigenergy
  2. Scheda tecnica SigenStack BAT 12.0 e SigenStack BC, versione 20260924 (si apre in una nuova scheda) (PDF) Sigenergy
  3. Scheda tecnica Sigen Hybrid Inverter 50/60/80/100/110/125 kW (Sigen PV M1-HYA), versione 20260709 (si apre in una nuova scheda) (PDF) Sigenergy
  4. Manuale utente C&I Sigen Inverter and Sigen Battery Energy Storage System, versione 04, 2026-06-02 (si apre in una nuova scheda) (PDF) Sigenergy

Approfondimenti

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