Consultez l’agenda de
My Transfo 2025
Vous trouverez ci-dessous la liste des présentations prévues ainsi que les Focus Tables, des tables thématiques qui favorisent la formation et le conseil personnalisés.
Nouveauté 2025 : "FOCUS TABLE"
Les Focus Tables offrent aux participants une opportunité de formation technique et d’échange direct avec des experts du secteur. Il s’agit de petites tables thématiques (max. 8 participants) où poser des questions ou discuter de cas techniques avec les experts (qui modèrent la table).
Les Focus Tables se dérouleront en parallèle de la session principale, et toutes les 30 minutes, les participants pourront choisir la session de leur choix.
Phénomènes de corrosion
Focus sur les principaux mécanismes de corrosion dans les transformateurs, avec une attention particulière au soufre corrosif et à ses effets sur le cuivre et l'argent. Des études de cas, des techniques de diagnostic et des stratégies d’atténuation seront présentées. Un approfondissement essentiel pour assurer la fiabilité et la maintenance des fluides isolants.
Modéré par : Laboratory Manager – Sea Marconi (Italy)
Gestion de l’humidité
Focus sur la prévention et le contrôle de la présence d’humidité dans l’huile du transformateur
Modéré par :
COMEM (Italy)
Traitement des liquides isolants
Focus sur les différentes techniques de traitement des liquides isolants et des transformateurs La session présentera des cas d’application et des solutions ciblées pour des « pathologies » spécifiques des liquides isolants, afin de prolonger la durée de vie des transformateurs. Un thème clé pour la durabilité, la gestion des actifs et des risques.
Modéré par : Riccardo Actis, Directeur des services sur site – Sea Marconi (Italie)
Diagnostic et protection des transformateurs
Overview of advanced solutions for monitoring, early fault detection, and transformer protection The session will present sensors, algorithms, and integrated approaches to enhance reliability and extend asset lifespan.
Modéré par :
Schedule
"Università del dialogo" Room
REGISTRATION & Welcome coffee wth Sponsors
"Università del dialogo" Room
Welcome by SEA MARCONI and SERMIG
Main session (AUDITORIUM)
Introduction
Cristina Tumiatti
Global business development Director - Sea Marconi (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Welcome
#Asset #Risk #Resilience #Sustainability #R&D #Solution
Vander Tumiatti
General partner and Founder of Sea Marconi (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Insights or Assumptions Research-based data for informed decisions
#Asset #Sustainability
Mladen Banovic
Director, Editor-in-Chief of Transformer Magazine, Croatia
Main session (AUDITORIUM)
Standards are developed and used to reduce trade barriers and protect consumers and end-users who know specifically what they are purchasing. They are the minimum requirements, and the product must meet or exceed these requirements.
Electrical industry standards can be classified to three different categories as: specifications, guidelines, and test methods. In the electrical industry there are two main international standard organizations and one international institute responsible for development and maintenance of standards.
IEC, the International Electrotechnical Commission, traces its roots to the International Electrical Congress in St. Louis, in 1904. The IEC was founded in 1906 in London, UK. IEC TC10, Technical Committee 10 on Fluids for Electrotechnical Applications, is composed of 30 participating (voting) national committees (P-Members) and 12 observer national committees (O-Members). There are 22 subcommittees or working groups which have jurisdiction over 63 publications.
ASTM International, the American Society for Testing and Materials, traces its roots to the first meeting of 70 people in Philadelphia. The first standard, on steel rails, was issued in 1901. There are 148 Committees. ASTM Committee D27, the committee on Electrical Insulating Liquids and Gases, was formed in 1959. The committee has about 120 members (70 voting members) and meets twice a year. It has jurisdiction of over 50 approved standards specific to insulating liquids and gases.
IEEE, Institute of Electrical and Electronics Engineers, is an institute established in 1884. It has nearly 500,000 members in 39 societies. The Power & Energy Society (PES) has 39,000 in 17 technical committees, including the Transformer Committee which was established in 1918. The Transformer Committee has over 2,100 members and administers 115 standards and guidelines. These guidelines are related to the maintenance, condition monitoring, and acceptance of the supplied insulating liquids.
Standards are developed and used to reduce trade barriers and protect consumers and end-users who know specifically what they are purchasing. They are the minimum requirements, and the product must meet or exceed these requirements.
Electrical industry standards can be classified to three different categories as: specifications, guidelines, and test methods. In the electrical industry there are two main international standard organizations and one international institute responsible for development and maintenance of standards.
IEC, the International Electrotechnical Commission, traces its roots to the International Electrical Congress in St. Louis, in 1904. The IEC was founded in 1906 in London, UK. IEC TC10, Technical Committee 10 on Fluids for Electrotechnical Applications, is composed of 30 participating (voting) national committees (P-Members) and 12 observer national committees (O-Members). There are 22 subcommittees or working groups which have jurisdiction over 63 publications.
ASTM International, the American Society for Testing and Materials, traces its roots to the first meeting of 70 people in Philadelphia. The first standard, on steel rails, was issued in 1901. There are 148 Committees. ASTM Committee D27, the committee on Electrical Insulating Liquids and Gases, was formed in 1959. The committee has about 120 members (70 voting members) and meets twice a year. It has jurisdiction of over 50 approved standards specific to insulating liquids and gases.
IEEE, Institute of Electrical and Electronics Engineers, is an institute established in 1884. It has nearly 500,000 members in 39 societies. The Power & Energy Society (PES) has 39,000 in 17 technical committees, including the Transformer Committee which was established in 1918. The Transformer Committee has over 2,100 members and administers 115 standards and guidelines. These guidelines are related to the maintenance, condition monitoring, and acceptance of the supplied insulating liquids.
#Asset #Solutions
Dr Bruce Pahlavanpour
Senior consultant – Ergon International (UK)
Main session (AUDITORIUM)
#Asset #Risk #Sustainability #Solution
Agustín Harte
Programme Management Officer - Basel, Rotterdam and Stockholm Conventions Secretariat (CH)
Università del dialogo Room
Coffee & networking with sponsors
Main session (AUDITORIUM)
#Asset #Risk #Resilience
Franco Salomone
Operations Chief Engineer - FM Insurance Europe SA (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Now days, dielectric esters (natural and synthetic) are not only an alternative to mineral oils, but a primary choice for transformer owners sensitive to nullifying fire risk, extending transformer life, environmental friendliness and sustainability. The use of ester-immersed transformers goes back a few decades, so experience in monitoring and maintenance is increasing rapidly, as is testing for compatibility with transformer materials of construction.
Now days, dielectric esters (natural and synthetic) are not only an alternative to mineral oils, but a primary choice for transformer owners sensitive to nullifying fire risk, extending transformer life, environmental friendliness and sustainability. The use of ester-immersed transformers goes back a few decades, so experience in monitoring and maintenance is increasing rapidly, as is testing for compatibility with transformer materials of construction.
#Asset #Sustainability #Solutions
Fabio Scatiggio
Senior Technical Advisor – A&A Fratelli Parodi (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Power transformers play a crucial role in electric power transmission and distribution systems, being both expensive and strategically important. Their prolonged efficient operation is essential to prevent long-term power outages. With tens of thousands of transformers worldwide approaching the end of their typical 30-40 year lifespan, the question of recycling becomes significant. Remarkably, around 95% of a power transformer’s materials could potentially be recycled. |
Power transformers play a crucial role in electric power transmission and distribution systems, being both expensive and strategically important. Their prolonged efficient operation is essential to prevent long-term power outages. With tens of thousands of transformers worldwide approaching the end of their typical 30-40 year lifespan, the question of recycling becomes significant. Remarkably, around 95% of a power transformer’s materials could potentially be recycled. |
#Asset #Sustainability #Solutions #R&D
Alfredo Ortiz-Fernández
Professor at University of Cantabria (Spain)
Main session (AUDITORIUM)
Since its introduction to the market nearly thirty years ago, the use of natural ester liquids as an alternative to mineral oil as a dielectric insulating liquid in transformers has continued to grow. While mineral oil has been the most commonly used insulation liquid in transformers for many decades, certain characteristics of mineral oil, such as its relatively low fire point and risk of fire, have driven scientists to seek alternative solutions. Natural ester liquids, which are derived from vegetable oils, have become widely accepted as a reliable and sustainable alternative to mineral oil due, in part, to its significantly higher fire point, and therefore lower fire risk, as well as its more favorable environmental characteristics compared to mineral oil. The chemical nature of natural ester liquids is different than mineral oil, and as a result there are certain differences in performance characteristics as they relate to transformers. One such difference is the performance in cold weather. Some regions of the world expose transformers to temperatures below the low temperatures of -20 °C and -25 °C considered normal service conditions according to international standards such as IEEE Std C57.12.00™ and IEC 60076-1, respectively. This paper discusses the performance of natural ester liquids at low temperatures and compares and contrasts that behavior to the mineral oil characteristics with which many transformer users are familiar.
Since its introduction to the market nearly thirty years ago, the use of natural ester liquids as an alternative to mineral oil as a dielectric insulating liquid in transformers has continued to grow. While mineral oil has been the most commonly used insulation liquid in transformers for many decades, certain characteristics of mineral oil, such as its relatively low fire point and risk of fire, have driven scientists to seek alternative solutions. Natural ester liquids, which are derived from vegetable oils, have become widely accepted as a reliable and sustainable alternative to mineral oil due, in part, to its significantly higher fire point, and therefore lower fire risk, as well as its more favorable environmental characteristics compared to mineral oil. The chemical nature of natural ester liquids is different than mineral oil, and as a result there are certain differences in performance characteristics as they relate to transformers. One such difference is the performance in cold weather. Some regions of the world expose transformers to temperatures below the low temperatures of -20 °C and -25 °C considered normal service conditions according to international standards such as IEEE Std C57.12.00™ and IEC 60076-1, respectively. This paper discusses the performance of natural ester liquids at low temperatures and compares and contrasts that behavior to the mineral oil characteristics with which many transformer users are familiar.
#Asset #Sustainability #Resilience
Bruce Forsyth
Director, Global Application Eng. - Cargill (USA)
Università del dialogo Room
Q&A Session
Università del dialogo Room
Lunch
Main session (AUDITORIUM)
#Asset #Solutions #R&D
Fabrizio Ferrari
Senior advisor (Italy)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
EXXONMOBIL Slot
ExxonMobil is proud to announce the launch of its new transformer oil called UnivoltTM, an inhibited naphthenic oil, engineered to optimize transformer performance through excellent cooling, insulation and long-term stability. UnivoltTM is manufactured at one of ExxonMobil’s world-scale asset in Europe, bringing supply reliability and operational excellence to the transformer oil market
ExxonMobil is proud to announce the launch of its new transformer oil called UnivoltTM, an inhibited naphthenic oil, engineered to optimize transformer performance through excellent cooling, insulation and long-term stability. UnivoltTM is manufactured at one of ExxonMobil’s world-scale asset in Europe, bringing supply reliability and operational excellence to the transformer oil market
- Evert Feyaerts, Fluids Technology Associate – ExxonMobil
- Francois Sinechal, Market Development Manager, Transformer Oil – ExxonMobil
Main session (AUDITORIUM)
Digital twins are powerful tools to support decision making, but how will they help in a world of rapid system growth in electricity infrastructure: investment in data centers and renewables; increased use of automation and AI/ML; demands for increased reliability of supply? In this paper we look at what makes a ‘good’ digital twin, and what can lead to a poor implementation – an ‘evil twin’ – by looking at the construction of a twin, the automated analyses, and the connection between twin predictions and reality. We know that a digital twins is a model, and that all models are ‘wrong’, but how far wrong does it have to be before it becomes ‘unacceptably wrong’? Understanding why and how a digital twin is wrong is crucial to both its acceptability and its successful application: someone has to know what is going on!
Digital twins are powerful tools to support decision making, but how will they help in a world of rapid system growth in electricity infrastructure: investment in data centers and renewables; increased use of automation and AI/ML; demands for increased reliability of supply? In this paper we look at what makes a ‘good’ digital twin, and what can lead to a poor implementation – an ‘evil twin’ – by looking at the construction of a twin, the automated analyses, and the connection between twin predictions and reality. We know that a digital twins is a model, and that all models are ‘wrong’, but how far wrong does it have to be before it becomes ‘unacceptably wrong’? Understanding why and how a digital twin is wrong is crucial to both its acceptability and its successful application: someone has to know what is going on!
#Asset #Risk #Solutions
Dr Tony McGrail
Solutions Director - DOBLE Engineering (US)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Control & prevent moisture presence
Enrico Cenghialta
Service Manager – COMEM (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Since voltage regulating distribution transformers (VRDT) have become a standard asset available for distribution systems operators, a various voltage regulation algorithms have been developed and have found their way into application. This article reviews the main algorithms, comparing them from both grid planning and operational perspectives, and provides a techno-economic analysis of single- versus three-phase power-independent, dynamic set-point regulation.
Since voltage regulating distribution transformers (VRDT) have become a standard asset available for distribution systems operators, a various voltage regulation algorithms have been developed and have found their way into application. This article reviews the main algorithms, comparing them from both grid planning and operational perspectives, and provides a techno-economic analysis of single- versus three-phase power-independent, dynamic set-point regulation.
# Risk #Solutions
Franco Pizzutto
Business Development Manager - Maschinenfabrik Reinhausen (Germany)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Comprehensive Online Monitoring of Power Transformers DGA + PD
Stève Belin
Business Development Manager Europe for DGA – Megger
Università del dialogo Room
Coffee & networking with sponsors
Main session (AUDITORIUM)
EDF have its proper software to share diagnosis data for all the transformer fleet (nuclear, hydro and fossil thermal) named Cocpitt. It’s a web application, so all the edf user can access easily to their transformers (power plant, engineering, R&D, …).
It manage static information such manufacturer, power, voltage levels, … and also diagnosis data : electrical measurement, event during operation and dissolved gas measurements from lab for around 1 500 transformers.
Sea-Marconi is the official lab for EDF’s transformers, and a transfer data protocol has been implements between the lab and EDF to receive oil analysis every days. This presentation show the main aspects of this daily transfer (name, time, …) and the file content to identify transformers and associate the measurements.
EDF have its proper software to share diagnosis data for all the transformer fleet (nuclear, hydro and fossil thermal) named Cocpitt. It’s a web application, so all the edf user can access easily to their transformers (power plant, engineering, R&D, …).
It manage static information such manufacturer, power, voltage levels, … and also diagnosis data : electrical measurement, event during operation and dissolved gas measurements from lab for around 1 500 transformers.
Sea-Marconi is the official lab for EDF’s transformers, and a transfer data protocol has been implements between the lab and EDF to receive oil analysis every days. This presentation show the main aspects of this daily transfer (name, time, …) and the file content to identify transformers and associate the measurements.
#Asset #Solution
Frank Thomas
Power Transformer Diagnostics Expert - EDF (France)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Focus Table: MOISTURE CARE
Focus on how to prevent and control moisture presence in transformer oil
Moderated by: COMEM
Main session (AUDITORIUM)
#Sustainability #R&D #Solution
Dr Luca Pezzini
AI & Storytelling Expert - Università di Torino (Italy)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Focus Table: CORROSION PHENOMENA
A focus on the main corrosion mechanisms in transformers, with particular attention to corrosive sulfur and its effects on copper and silver. Case studies, diagnostic techniques, and mitigation strategies will be presented. An essential deep dive for ensuring the reliability and maintenance of insulating fluids.
Moderated by:
Riccardo Maina
Lab Manager - Sea Marconi (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Closing of the day
Networking with sponsors in Università del dialogo Room
Transfer by bus to the Madama Palace of Turin. Meeting in front of SERMIG entrance
Visit to Palazzo Madama by night
Transfer by bus to Circolo della Stampa (Palazzo Ceriana Mayneri) for dinner
Networking dinner
Transfer by bus to SERMIG (for participants)
Transfer by bus to Hotel Antica Dogana (for speakers)
"Università del dialogo" Room
Welcome coffee in "Università del dialogo" Room wth Sponsors
Main session (AUDITORIUM)
This study examines insulating oils, hereafter referred to as transformer oils, available in the Middle Eastern market, whether produced regionally or imported from global suppliers. These transformer oils are marketed and sold in accordance with the latest IEC 60296 standard, Edition 5 (2020), which specifies requirements for Fluids for Electrotechnical Applications – Mineral Insulating Oils for Electrical Equipment. The focus of this study is specifically on transformer oils classified and declared as compliant with IEC 60296 TVUB (T = Transformers, V = Virgin (new) oil, U = Uninhibited, and B = Type B) The investigation aims to determine whether any undeclared additives, including antioxidant inhibitors, are present in these transformer oils, despite being labelled and sold as “uninhibited transformer oil” containing “no undeclared additives.”
This study examines insulating oils, hereafter referred to as transformer oils, available in the Middle Eastern market, whether produced regionally or imported from global suppliers. These transformer oils are marketed and sold in accordance with the latest IEC 60296 standard, Edition 5 (2020), which specifies requirements for Fluids for Electrotechnical Applications – Mineral Insulating Oils for Electrical Equipment. The focus of this study is specifically on transformer oils classified and declared as compliant with IEC 60296 TVUB (T = Transformers, V = Virgin (new) oil, U = Uninhibited, and B = Type B) The investigation aims to determine whether any undeclared additives, including antioxidant inhibitors, are present in these transformer oils, despite being labelled and sold as “uninhibited transformer oil” containing “no undeclared additives.”
#Risk #Solution #R&D
Nils Herlenius
Senior Technical Consultant - FARABI PETROCHEMICALS (Saudi Arabia)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Focus Table: Insulating Liquid Treatment Techniques
Focus on various techniques for treating insulating liquids and transformers to address specific “pathologies” of insulating liquids, with the aim of extending transformer lifespan. Methods and procedures such as replacing mineral oil with natural ester fluids or applying post-filling treatments to transformers will be discussed. The session will showcase application cases and targeted solutions.
Moderated by:
Riccardo Actis
On-site services Director - Sea Marconi (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
#Asset #Risk #Solutions
Riccardo Maina
Lab Manager - Sea Marconi (Italy)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Focus Table: TRANSFORMER DIAGNOSTIC AND PROTECTION
Overview of advanced solutions for monitoring, early fault detection, and transformer protection The session will present sensors, algorithms, and integrated approaches to enhance reliability and extend asset lifespan.
Fabrizio Ferrari
Senior advisor (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
The issue of sulfur corrosion in transformers, long known for its impact on copper due to compounds like DBDS, now increasingly concerns silver. Although silver corrosion can pose severe risks, it has received less attention due to its lower frequency and limited detection methods. Recent incidents highlight gaps in understanding the sources and mechanisms of sulfur-induced corrosion, especially from elemental sulfur (S₈), found in both mineral and ester-based insulating liquids.
This paper investigates the kinetics and mechanisms of silver sulfide formation, emphasizing the critical influence of the oil-to-silver surface ratio. Even low ppm levels of S₈ may lead to significant deposits. Current standards and test methods (e.g., ASTM D1275, IEC 62697) often fail to replicate real transformer conditions or identify specific corrosive species.
The authors propose adaptations to test protocols and introduce innovative oil treatment solutions and silver-plated contact cleaning techniques developed by the Nikola Tesla Institute. These methods effectively remove elemental sulfur without stripping beneficial additives like antioxidants, offering promising short- and long-term mitigation strategies for the industry.
The issue of sulfur corrosion in transformers, long known for its impact on copper due to compounds like DBDS, now increasingly concerns silver. Although silver corrosion can pose severe risks, it has received less attention due to its lower frequency and limited detection methods. Recent incidents highlight gaps in understanding the sources and mechanisms of sulfur-induced corrosion, especially from elemental sulfur (S₈), found in both mineral and ester-based insulating liquids.
This paper investigates the kinetics and mechanisms of silver sulfide formation, emphasizing the critical influence of the oil-to-silver surface ratio. Even low ppm levels of S₈ may lead to significant deposits. Current standards and test methods (e.g., ASTM D1275, IEC 62697) often fail to replicate real transformer conditions or identify specific corrosive species.
The authors propose adaptations to test protocols and introduce innovative oil treatment solutions and silver-plated contact cleaning techniques developed by the Nikola Tesla Institute. These methods effectively remove elemental sulfur without stripping beneficial additives like antioxidants, offering promising short- and long-term mitigation strategies for the industry.
#Asset #Risk #R&D
Dr Jelena Lukic
Assist. dir. for science, innovations and technological development - NIkola Tesla Institute (Serbia)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
DOBLE Overview
Simone Piana
COO – Doble International
Main session (AUDITORIUM)
Q&A Session
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
From Periodic Checks to Continuous Insight: Extending Transformer Life with Precise PD Localization
Marcelo Werneck, > Short CV
VP of Business Development – Optics11
Torino Room
Coffee & networking with sponsors
Main session (AUDITORIUM)
To date, the Capacity Market requires power producers to minimize generation unit unavailability. At the same time, lead times for spare parts procurement have significantly increased. As a result, a shift in maintenance strategy is necessary—from a corrective approach to a preventive one. This work examines the economic impact of a failure in the step-up transformer at the Sermide Power Plant, emphasizing the critical role of transformer oil analysis in preventive maintenance strategies. Transformer oil testing is an essential diagnostic tool that, together with electrical tests, allows early detection of insulation degradation and other faults, significantly reducing the risk of unexpected failures. Strategic recommendations are proposed to optimize maintenance approaches, aiming not only to enhance system reliability and reduce downtime but also to improve personnel safety, protect the environment, and maximize economic outcomes. This work provides valuable insights for energy operators and policymakers seeking to balance cost efficiency with operational resilience in an increasingly complex market environment.
To date, the Capacity Market requires power producers to minimize generation unit unavailability. At the same time, lead times for spare parts procurement have significantly increased. As a result, a shift in maintenance strategy is necessary—from a corrective approach to a preventive one. This work examines the economic impact of a failure in the step-up transformer at the Sermide Power Plant, emphasizing the critical role of transformer oil analysis in preventive maintenance strategies. Transformer oil testing is an essential diagnostic tool that, together with electrical tests, allows early detection of insulation degradation and other faults, significantly reducing the risk of unexpected failures. Strategic recommendations are proposed to optimize maintenance approaches, aiming not only to enhance system reliability and reduce downtime but also to improve personnel safety, protect the environment, and maximize economic outcomes. This work provides valuable insights for energy operators and policymakers seeking to balance cost efficiency with operational resilience in an increasingly complex market environment.
#Asset # Risk
Giulia Frattini
I&C, Electrical maintenance manager – A2A Gencogas (Italy)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Transformer Innovation: advanced systems for more efficiency
Sergio Colombi – R&D Manager – Tecsystem (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Installing on-line monitoring systems can significantly improve the reliability of transformers and, more broadly, electrical networks. However, when applied to high-voltage bushings, it is crucial to recognize that these monitoring systems typically connect to the main insulation through the test or voltage tap. This requires disconnecting the original grounding cover, introducing new components and a measuring impedance, thereby altering the original mechanical and electrical design. Such modifications introduce potential risks that must be carefully evaluated and mitigated before implementing any monitoring solution. If the bushing is not solidly grounded, it is essential to maintain strict control over the voltage to ensure that neither operating nor transient voltages reach hazardous levels. This consideration is especially critical in environments subject to transient stress or frequent switching operations where it is essential to verify that the voltage protection responds quickly enough to safeguard the bushing and ensure long-term reliability. Additionally, the mechanical integration of monitoring equipment is of utmost importance. The design and sealing of monitoring components must effectively prevent contamination—such as moisture—from entering the tap or any connection points and the materials used in the monitoring equipment should be compatible with those of the bushing to avoid galvanic corrosion.
Installing on-line monitoring systems can significantly improve the reliability of transformers and, more broadly, electrical networks. However, when applied to high-voltage bushings, it is crucial to recognize that these monitoring systems typically connect to the main insulation through the test or voltage tap. This requires disconnecting the original grounding cover, introducing new components and a measuring impedance, thereby altering the original mechanical and electrical design. Such modifications introduce potential risks that must be carefully evaluated and mitigated before implementing any monitoring solution. If the bushing is not solidly grounded, it is essential to maintain strict control over the voltage to ensure that neither operating nor transient voltages reach hazardous levels. This consideration is especially critical in environments subject to transient stress or frequent switching operations where it is essential to verify that the voltage protection responds quickly enough to safeguard the bushing and ensure long-term reliability. Additionally, the mechanical integration of monitoring equipment is of utmost importance. The design and sealing of monitoring components must effectively prevent contamination—such as moisture—from entering the tap or any connection points and the materials used in the monitoring equipment should be compatible with those of the bushing to avoid galvanic corrosion.
#Asset #Risk #Solution
Flavio Tarallo
EU Transformers Digital Manager - Hitachi Energy SpA (Italy)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
Using Synthetic Ester in Distribution Transformers
James Reid – Technical Manager -Shell MIDEL & MIVOLT (UK)
Main session (AUDITORIUM)
A significant step toward broader adoption of Dielectric Frequency Response (DFR) for condition assessment of capacitance-graded bushings was the release of IEEE C57.12.200 in 2022. Since its publication, further operational experience has been gathered.
Baseline DFR testing on newly installed bushings is a well-established and recommended practice, as it supports more accurate assessments during service life. However, it is crucial to recognize the impact of fringing effects, which arise due to differences in the electrical environment when testing bushings in the field versus routine factory testing as specified in bushing standards.
While IEEE C57.12.200 includes examples of bushing degradation and corresponding analysis techniques, additional insights have emerged from extensive field application of DFR, applicable to both oil-impregnated and dry-type designs. These findings underscore the value of testing at 1400 V, which has been shown to yield more reliable results in evaluating bushing condition compared to tests conducted at lower voltages.
Keywords—Bushings, OIP, RIP, RIS, DFR, Capacitance, Dissipation Factor, Insulation Power Factor, tanδ
A significant step toward broader adoption of Dielectric Frequency Response (DFR) for condition assessment of capacitance-graded bushings was the release of IEEE C57.12.200 in 2022. Since its publication, further operational experience has been gathered.
Baseline DFR testing on newly installed bushings is a well-established and recommended practice, as it supports more accurate assessments during service life. However, it is crucial to recognize the impact of fringing effects, which arise due to differences in the electrical environment when testing bushings in the field versus routine factory testing as specified in bushing standards.
While IEEE C57.12.200 includes examples of bushing degradation and corresponding analysis techniques, additional insights have emerged from extensive field application of DFR, applicable to both oil-impregnated and dry-type designs. These findings underscore the value of testing at 1400 V, which has been shown to yield more reliable results in evaluating bushing condition compared to tests conducted at lower voltages.
Keywords—Bushings, OIP, RIP, RIS, DFR, Capacitance, Dissipation Factor, Insulation Power Factor, tanδ
#Asset #Risk #Solution
Dr. Peter Werelius
Senior Application Specialist - Megger Sweden AB (Sweden)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
A&A Fratelli Parodi Dielectric Esters : the frontrunner of sustainability
Giorgio Campi – Business and technical development – Fratelli Parodi (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
#Asset #Risk #R&D
Letizia De Maria
Senior researcher - RSE( Italy)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
OMICRON Slot
Main session (AUDITORIUM)
Lunch
Main session (AUDITORIUM)
Objective: The degradation of cellulose-based solid insulation predominantly constrains the operational lifespan of power transformers. This presentation focuses on two critical aging accelerants—oxygen and moisture—detailing their ingress mechanisms, impact on dielectric performance, and long-term implications for asset reliability.
Methods: We will present a dual mitigation strategy that includes: (1) preventive measures using advanced oil preservation systems (e.g., self-regenerating breathers, membrane barriers), and (2) real-time diagnostics through embedded sensors and predictive algorithms. These algorithms estimate moisture in paper (MIP), forecast insulation aging, and detect critical thresholds, such as bubble formation and breakdown voltage decline. The integration of direct winding temperature monitoring via fiber optic sensors is emphasized as a prerequisite for accurate thermal modeling and algorithmic precision.
Results: We will showcase real case studies where the implementation of these combined strategies has led to measurable improvements in transformer reliability, including reduced total cost of ownership and extended operational life.
Conclusions: We will illustrate how combining physical barriers with intelligent monitoring enhances transformer resilience and supports condition-based maintenance strategies.
Objective: The degradation of cellulose-based solid insulation predominantly constrains the operational lifespan of power transformers. This presentation focuses on two critical aging accelerants—oxygen and moisture—detailing their ingress mechanisms, impact on dielectric performance, and long-term implications for asset reliability.
Methods: We will present a dual mitigation strategy that includes: (1) preventive measures using advanced oil preservation systems (e.g., self-regenerating breathers, membrane barriers), and (2) real-time diagnostics through embedded sensors and predictive algorithms. These algorithms estimate moisture in paper (MIP), forecast insulation aging, and detect critical thresholds, such as bubble formation and breakdown voltage decline. The integration of direct winding temperature monitoring via fiber optic sensors is emphasized as a prerequisite for accurate thermal modeling and algorithmic precision.
Results: We will showcase real case studies where the implementation of these combined strategies has led to measurable improvements in transformer reliability, including reduced total cost of ownership and extended operational life.
Conclusions: We will illustrate how combining physical barriers with intelligent monitoring enhances transformer resilience and supports condition-based maintenance strategies.
#Asset # Risk #Solution
Enrico Cenghialta
Service Manager - COMEM (Italy)
Fiorenzo Stevanato
Technical Consultant, COMEM (Italy)
FOCUS TABLES & PARALLEL SESSIONS
DASOTEC: products, services and solutions overview
David Somvi, President of DASOTEC (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
#Asset #Risk #Solutions
Senja Leivo
Senior Industry expert - Vaisala Oyj (Finland)
Main session (AUDITORIUM)
Thermal imaging facilitates the identification of abnormal temperature patterns, which may indicate failure modes such as insulation degradation, loose connections, or component malfunctions. To accurately diagnose these issues, additional information from the transformer is required. By combining online thermal data with other transformer diagnostics, such as Dissolved Gas Analysis (DGA) and bushing monitoring, within a single device, events can be correlated for expedited diagnostics. Presentation will discuss the practical experiences of deploying the solution and what to consider for online application of Thermal imaging
Thermal imaging facilitates the identification of abnormal temperature patterns, which may indicate failure modes such as insulation degradation, loose connections, or component malfunctions. To accurately diagnose these issues, additional information from the transformer is required. By combining online thermal data with other transformer diagnostics, such as Dissolved Gas Analysis (DGA) and bushing monitoring, within a single device, events can be correlated for expedited diagnostics. Presentation will discuss the practical experiences of deploying the solution and what to consider for online application of Thermal imaging
# Risk #Solutions
Christopher O'Donnell
Technical Applications Engineer - GE Vernova (GB)
Main session (AUDITORIUM)
Q&A Session
Torino Room
Coffee & networking with sponsors
Main session (AUDITORIUM)
Dissolved Gas Analysis (DGA) has become the primary technique for transformer condition assessment because diagnostic reliability has increased in step with advances in measurement control. Early flame and Orsat-type tests, and later the Buchholz relay, provided qualitative indication only.
Mid-century mass spectrometry and thermal-conductivity detection enabled species identification, yet uncontrolled partitioning to tank headspace and variable sampling limited quantitative confidence. The inflection point was engineering the measurement chain: controlled extraction (vacuum degassing, gas stripping), traceable sampling procedures, and automated headspace gas chromatography (HS-GC) using dedicated, precision-filled, crimp-sealed vials with defined phase ratios.
Standardized methods (IEC 60567; ASTM D3612) translated this control into reproducible measurements and improved inter-laboratory comparability. Resulting datasets support multicomponent trending, ratio/graph diagnostics, and multivariate/statistical classifiers, enhancing discrimination among partial discharge, thermal, and arcing faults while reducing false alarms and enabling earlier interventions. The approach applies to mineral oils and alternative liquids (natural/synthetic esters, silicone) when procedures are adapted to fluid properties and solubility behavior. Overall, the transition from rudimentary to controlled headspace links sampling integrity and repeatability to quantitative DGA and defensible fault classification—explaining why DGA works and why it remains foundational to predictive maintenance for power transformers. Index Terms— Dissolved Gas Analysis (DGA), transformer diagnostics, headspace gas chromatography (HS-GC), sampling integrity, precision-filled vials, IEC 60567, ASTM D3612, predictive maintenance
Dissolved Gas Analysis (DGA) has become the primary technique for transformer condition assessment because diagnostic reliability has increased in step with advances in measurement control. Early flame and Orsat-type tests, and later the Buchholz relay, provided qualitative indication only.
Mid-century mass spectrometry and thermal-conductivity detection enabled species identification, yet uncontrolled partitioning to tank headspace and variable sampling limited quantitative confidence. The inflection point was engineering the measurement chain: controlled extraction (vacuum degassing, gas stripping), traceable sampling procedures, and automated headspace gas chromatography (HS-GC) using dedicated, precision-filled, crimp-sealed vials with defined phase ratios.
Standardized methods (IEC 60567; ASTM D3612) translated this control into reproducible measurements and improved inter-laboratory comparability. Resulting datasets support multicomponent trending, ratio/graph diagnostics, and multivariate/statistical classifiers, enhancing discrimination among partial discharge, thermal, and arcing faults while reducing false alarms and enabling earlier interventions. The approach applies to mineral oils and alternative liquids (natural/synthetic esters, silicone) when procedures are adapted to fluid properties and solubility behavior. Overall, the transition from rudimentary to controlled headspace links sampling integrity and repeatability to quantitative DGA and defensible fault classification—explaining why DGA works and why it remains foundational to predictive maintenance for power transformers. Index Terms— Dissolved Gas Analysis (DGA), transformer diagnostics, headspace gas chromatography (HS-GC), sampling integrity, precision-filled vials, IEC 60567, ASTM D3612, predictive maintenance
#R&D #Solution
Marius Grisaru
Senior transformer and oil global consultant - Marius Grisaru Oil & Transformer Solutions (Israel)
Main session (AUDITORIUM)
Dissolved Gas Analysis (DGA) is currently the most effective tool for assessing the condition of the active part of an oil-immersed transformer in operation. The primary objective for the operator is to evaluate the operational risk in order to implement appropriate corrective maintenance actions. A new method, developed jointly by IREQ and EDF, builds upon the work presented in CIGRE Technical Brochure 771. This approach is compared against existing interpretation schemes from IEC and IEEE, highlighting its potential advantages and practical relevance.
Dissolved Gas Analysis (DGA) is currently the most effective tool for assessing the condition of the active part of an oil-immersed transformer in operation. The primary objective for the operator is to evaluate the operational risk in order to implement appropriate corrective maintenance actions. A new method, developed jointly by IREQ and EDF, builds upon the work presented in CIGRE Technical Brochure 771. This approach is compared against existing interpretation schemes from IEC and IEEE, highlighting its potential advantages and practical relevance.
#Asset #Risk #Solution #R&D
Luc Paulhiac
Maintenance senior expert for the French Nuclear fleet - EDF (France)
Main session (AUDITORIUM)
Dissolved Gas Analysis (DGA) in the insulation oil of high-power, high-voltage electrical quipments has long been one of the most widely used and reliable diagnostic methods. Its purpose is to prevent failures that could even irreparably damage the equipment, rendering it unavailable. This analysis is based on the evaluation of the oil content of certain hydrocarbon, and non-hydrocarbon gases, which allows for the early diagnosis of dielectric or thermal anomalies and the determination of whether one or both anomalies affect the organic insulation (typically cellulose). However, the diagnostic framework provided by DGA alone is not enough to provide a definitive outcome, but it is essential in guiding subsequent electrical investigations, highlighting the importance of synergy between chemical specialists and electrical measurement specialists. This article discusses a real-world case in which, faced with a presumed thermal anomaly highlighted by DGA, a series of electrical measurements are identified to complete the diagnosis.
Dissolved Gas Analysis (DGA) in the insulation oil of high-power, high-voltage electrical quipments has long been one of the most widely used and reliable diagnostic methods. Its purpose is to prevent failures that could even irreparably damage the equipment, rendering it unavailable. This analysis is based on the evaluation of the oil content of certain hydrocarbon, and non-hydrocarbon gases, which allows for the early diagnosis of dielectric or thermal anomalies and the determination of whether one or both anomalies affect the organic insulation (typically cellulose). However, the diagnostic framework provided by DGA alone is not enough to provide a definitive outcome, but it is essential in guiding subsequent electrical investigations, highlighting the importance of synergy between chemical specialists and electrical measurement specialists. This article discusses a real-world case in which, faced with a presumed thermal anomaly highlighted by DGA, a series of electrical measurements are identified to complete the diagnosis.
#Asset #Risk #Solution
Claudio Serafino
Independent Consultant - ex Terna (Italy)
Giuseppe Inzirillo
Omicron (Italy)
Main session (AUDITORIUM)
Closing of the meeting
Visit to Sea Marconi Company Headquarter
Visit to the headquarters of the Sea Marconi (via Ungheria 20, Collegno – Turin)
Please note that transportation to the Sea Marconi venue is the responsibility of each participant
Vous recherchez des interventions traduites en français ?
Développer le texte ci-dessous
Fermer/Développer
Liste des présentations / interventions
Le programme est en cours de finalisation et sera mis à jour jusqu’à deux semaines avant l’événement.
Début indicatif des travaux à 9h00, fin à 17h00
Cliquez sur le + pour lire les résumés
L’analyse des gaz dissous (DGA) est actuellement l’outil le plus efficace pour évaluer l’état de la partie active d’un transformateur immergé dans l’huile en service. L’objectif principal pour l’opérateur est d’évaluer le risque opérationnel afin de mettre en œuvre des actions correctives de maintenance appropriées. Une nouvelle méthode, développée conjointement par l’IREQ et EDF, s’appuie sur les travaux présentés dans la Brochure Technique CIGRE 771. Cette approche est comparée aux schémas d’interprétation existants de l’IEC et de l’IEEE, en mettant en évidence ses avantages potentiels et sa pertinence pratique.
L’analyse des gaz dissous (DGA) est actuellement l’outil le plus efficace pour évaluer l’état de la partie active d’un transformateur immergé dans l’huile en service. L’objectif principal pour l’opérateur est d’évaluer le risque opérationnel afin de mettre en œuvre des actions correctives de maintenance appropriées. Une nouvelle méthode, développée conjointement par l’IREQ et EDF, s’appuie sur les travaux présentés dans la Brochure Technique CIGRE 771. Cette approche est comparée aux schémas d’interprétation existants de l’IEC et de l’IEEE, en mettant en évidence ses avantages potentiels et sa pertinence pratique.
#Asset #Risk #Solution #R&D
Luc Paulhiac
Maintenance senior expert for the French Nuclear fleet – EDF Electricité De France (France)
#Asset #Solution
Frank Thomas
Expert diagnostic transformateurs de puissance – EDF (France)
Depuis que les transformateurs de distribution à régulation de tension (VRDT) sont devenus des actifs standards à disposition des opérateurs de réseaux de distribution, plusieurs algorithmes de régulation de tension ont été développés et mis en application. Cet exposé passe en revue les principaux algorithmes, en les comparant sous l’angle de la planification du réseau et de l’exploitation, et propose une analyse techno-économique de la régulation à consigne dynamique, indépendante de la puissance, en monophasé et en triphasé.
Depuis que les transformateurs de distribution à régulation de tension (VRDT) sont devenus des actifs standards à disposition des opérateurs de réseaux de distribution, plusieurs algorithmes de régulation de tension ont été développés et mis en application. Cet exposé passe en revue les principaux algorithmes, en les comparant sous l’angle de la planification du réseau et de l’exploitation, et propose une analyse techno-économique de la régulation à consigne dynamique, indépendante de la puissance, en monophasé et en triphasé.
#Risk #Solution
Franco Pizzutto
Business Development Manager – Maschinenfabrik Reinhausen (Germany)
L’imagerie thermique facilite l’identification de profils de température anormaux, qui peuvent indiquer des modes de défaillance tels que la dégradation de l’isolation, des connexions desserrées ou des dysfonctionnements de composants. Pour diagnostiquer précisément ces problèmes, des informations supplémentaires provenant du transformateur sont nécessaires. En combinant les données thermiques en ligne avec d’autres diagnostics du transformateur, tels que l’analyse des gaz dissous (DGA) et la surveillance des traversées, dans un seul dispositif, les événements peuvent être corrélés afin d’accélérer le diagnostic. La présentation abordera les retours d’expérience sur le déploiement de la solution et les points à considérer pour l’application en ligne de l’imagerie thermique.
L’imagerie thermique facilite l’identification de profils de température anormaux, qui peuvent indiquer des modes de défaillance tels que la dégradation de l’isolation, des connexions desserrées ou des dysfonctionnements de composants. Pour diagnostiquer précisément ces problèmes, des informations supplémentaires provenant du transformateur sont nécessaires. En combinant les données thermiques en ligne avec d’autres diagnostics du transformateur, tels que l’analyse des gaz dissous (DGA) et la surveillance des traversées, dans un seul dispositif, les événements peuvent être corrélés afin d’accélérer le diagnostic. La présentation abordera les retours d’expérience sur le déploiement de la solution et les points à considérer pour l’application en ligne de l’imagerie thermique.
#Risk #Solution
Christopher O'Donnell
Technical Applications Engineer – GE Vernova (GB)
L’analyse des gaz dissous (DGA – Dissolved Gas Analysis) est devenue la principale technique d’évaluation de l’état des transformateurs, car la fiabilité du diagnostic s’est accrue parallèlement aux progrès du contrôle de la mesure. Les premiers tests à flamme et de type Orsat, suivis par le relais Buchholz, ne fournissaient que des indications qualitatives.
À partir du milieu du XXe siècle, la spectrométrie de masse et la détection par conductivité thermique ont permis l’identification des espèces gazeuses, mais le partitionnement incontrôlé dans l’espace de tête et la variabilité de l’échantillonnage limitaient la fiabilité quantitative. Le tournant a été l’ingénierisation de la chaîne de mesure : extraction contrôlée (dégazage sous vide, gas stripping), procédures d’échantillonnage traçables, et chromatographie en phase gazeuse automatisée de l’espace de tête (HS-GC), utilisant des fioles dédiées, remplies avec précision, scellées par sertissage, et avec des rapports de phases définis.
Les méthodes standardisées (IEC 60567 ; ASTM D3612) ont permis de transformer ce contrôle en mesures reproductibles et en meilleure comparabilité inter-laboratoires. Les données obtenues soutiennent l’analyse multi-composants, les diagnostics basés sur des ratios ou des graphiques, ainsi que des classificateurs statistiques/multivariés, permettant une meilleure discrimination entre décharges partielles, défauts thermiques et amorçages, tout en réduisant les fausses alertes et en favorisant des interventions plus précoces. Cette approche s’applique aux huiles minérales ainsi qu’aux fluides alternatifs (esters naturels/synthétiques, silicone), à condition d’adapter les procédures aux propriétés et à la solubilité des fluides. Globalement, la transition d’un espace de tête rudimentaire à un système contrôlé relie l’intégrité de l’échantillonnage à la DGA quantitative et à une classification des défauts fiable — expliquant pourquoi la DGA est efficace et pourquoi elle reste un pilier de la maintenance prédictive des transformateurs de puissance.
Mots-clés : analyse des gaz dissous (DGA), diagnostic de transformateurs, chromatographie de l’espace de tête (HS-GC), intégrité de l’échantillonnage, fioles remplies avec précision, IEC 60567, ASTM D3612, maintenance prédictive.
Mid-century mass spectrometry and thermal-conductivity detection enabled species identification, yet uncontrolled partitioning to tank headspace and variable sampling limited quantitative confidence. The inflection point was engineering the measurement chain: controlled extraction (vacuum degassing, gas stripping), traceable sampling procedures, and automated headspace gas chromatography (HS-GC) using dedicated, precision-filled, crimp-sealed vials with defined phase ratios.
Standardized methods (IEC 60567; ASTM D3612) translated this control into reproducible measurements and improved inter-laboratory comparability. Resulting datasets support multicomponent trending, ratio/graph diagnostics, and multivariate/statistical classifiers, enhancing discrimination among partial discharge, thermal, and arcing faults while reducing false alarms and enabling earlier interventions. The approach applies to mineral oils and alternative liquids (natural/synthetic esters, silicone) when procedures are adapted to fluid properties and solubility behavior. Overall, the transition from rudimentary to controlled headspace links sampling integrity and repeatability to quantitative DGA and defensible fault classification—explaining why DGA works and why it remains foundational to predictive maintenance for power transformers. Index Terms— Dissolved Gas Analysis (DGA), transformer diagnostics, headspace gas chromatography (HS-GC), sampling integrity, precision-filled vials, IEC 60567, ASTM D3612, predictive maintenance
L’analyse des gaz dissous (DGA – Dissolved Gas Analysis) est devenue la principale technique d’évaluation de l’état des transformateurs, car la fiabilité du diagnostic s’est accrue parallèlement aux progrès du contrôle de la mesure. Les premiers tests à flamme et de type Orsat, suivis par le relais Buchholz, ne fournissaient que des indications qualitatives.
À partir du milieu du XXe siècle, la spectrométrie de masse et la détection par conductivité thermique ont permis l’identification des espèces gazeuses, mais le partitionnement incontrôlé dans l’espace de tête et la variabilité de l’échantillonnage limitaient la fiabilité quantitative. Le tournant a été l’ingénierisation de la chaîne de mesure : extraction contrôlée (dégazage sous vide, gas stripping), procédures d’échantillonnage traçables, et chromatographie en phase gazeuse automatisée de l’espace de tête (HS-GC), utilisant des fioles dédiées, remplies avec précision, scellées par sertissage, et avec des rapports de phases définis.
Les méthodes standardisées (IEC 60567 ; ASTM D3612) ont permis de transformer ce contrôle en mesures reproductibles et en meilleure comparabilité inter-laboratoires. Les données obtenues soutiennent l’analyse multi-composants, les diagnostics basés sur des ratios ou des graphiques, ainsi que des classificateurs statistiques/multivariés, permettant une meilleure discrimination entre décharges partielles, défauts thermiques et amorçages, tout en réduisant les fausses alertes et en favorisant des interventions plus précoces. Cette approche s’applique aux huiles minérales ainsi qu’aux fluides alternatifs (esters naturels/synthétiques, silicone), à condition d’adapter les procédures aux propriétés et à la solubilité des fluides. Globalement, la transition d’un espace de tête rudimentaire à un système contrôlé relie l’intégrité de l’échantillonnage à la DGA quantitative et à une classification des défauts fiable — expliquant pourquoi la DGA est efficace et pourquoi elle reste un pilier de la maintenance prédictive des transformateurs de puissance.
Mots-clés : analyse des gaz dissous (DGA), diagnostic de transformateurs, chromatographie de l’espace de tête (HS-GC), intégrité de l’échantillonnage, fioles remplies avec précision, IEC 60567, ASTM D3612, maintenance prédictive.
Mid-century mass spectrometry and thermal-conductivity detection enabled species identification, yet uncontrolled partitioning to tank headspace and variable sampling limited quantitative confidence. The inflection point was engineering the measurement chain: controlled extraction (vacuum degassing, gas stripping), traceable sampling procedures, and automated headspace gas chromatography (HS-GC) using dedicated, precision-filled, crimp-sealed vials with defined phase ratios.
Standardized methods (IEC 60567; ASTM D3612) translated this control into reproducible measurements and improved inter-laboratory comparability. Resulting datasets support multicomponent trending, ratio/graph diagnostics, and multivariate/statistical classifiers, enhancing discrimination among partial discharge, thermal, and arcing faults while reducing false alarms and enabling earlier interventions. The approach applies to mineral oils and alternative liquids (natural/synthetic esters, silicone) when procedures are adapted to fluid properties and solubility behavior. Overall, the transition from rudimentary to controlled headspace links sampling integrity and repeatability to quantitative DGA and defensible fault classification—explaining why DGA works and why it remains foundational to predictive maintenance for power transformers. Index Terms— Dissolved Gas Analysis (DGA), transformer diagnostics, headspace gas chromatography (HS-GC), sampling integrity, precision-filled vials, IEC 60567, ASTM D3612, predictive maintenance
#R&D #Solution
Marius Grisaru
Senior transformer and oil global consultant – Marius Grisaru Oil & Transformer Solutions (Israel)
#Sustainability #R&D #Solution
Dr Luca Pezzini
AI & Storytelling Expert (Italy)
#Asset #Risk #Resilience
Franco Salomone
Operations Chief Engineer – FM Insurance Europe SA (Italy)
Cette étude examine les huiles isolantes, ci-après dénommées huiles pour transformateurs, disponibles sur le marché du Moyen-Orient, qu’elles soient produites localement ou importées de fournisseurs mondiaux. Ces huiles pour transformateurs sont commercialisées et vendues conformément à la dernière norme IEC 60296, Édition 5 (2020), qui spécifie les exigences relatives aux fluides pour applications électrotechniques – Huiles isolantes minérales pour équipements électriques. L’objectif de cette étude porte spécifiquement sur les huiles pour transformateurs classées et déclarées conformes à la norme IEC 60296 TVUB (T = Transformers, V = Virgin (neuve) oil, U = Uninhibited, et B = Type B). L’enquête vise à déterminer si des additifs non déclarés, y compris des inhibiteurs antioxydants, sont présents dans ces huiles pour transformateurs, malgré leur étiquetage et leur vente en tant qu’« huile pour transformateurs uninhibited » contenant « aucun additif non déclaré ».
Cette étude examine les huiles isolantes, ci-après dénommées huiles pour transformateurs, disponibles sur le marché du Moyen-Orient, qu’elles soient produites localement ou importées de fournisseurs mondiaux. Ces huiles pour transformateurs sont commercialisées et vendues conformément à la dernière norme IEC 60296, Édition 5 (2020), qui spécifie les exigences relatives aux fluides pour applications électrotechniques – Huiles isolantes minérales pour équipements électriques. L’objectif de cette étude porte spécifiquement sur les huiles pour transformateurs classées et déclarées conformes à la norme IEC 60296 TVUB (T = Transformers, V = Virgin (neuve) oil, U = Uninhibited, et B = Type B). L’enquête vise à déterminer si des additifs non déclarés, y compris des inhibiteurs antioxydants, sont présents dans ces huiles pour transformateurs, malgré leur étiquetage et leur vente en tant qu’« huile pour transformateurs uninhibited » contenant « aucun additif non déclaré ».
#Risk #Solution #R&D
Nils Herlenius
Senior Technical Consultant – FARABI PETROCHEMICALS (Saudi Arabia)
L’installation de systèmes de surveillance en ligne peut améliorer considérablement la fiabilité des transformateurs et, plus largement, des réseaux électriques. Toutefois, lorsqu’ils sont appliqués aux traversées haute tension, il est essentiel de reconnaître que ces systèmes de surveillance se connectent généralement à l’isolation principale via la borne de test ou de tension. Cela nécessite de déconnecter le capot de mise à la terre d’origine, d’introduire de nouveaux composants et une impédance de mesure, modifiant ainsi la conception mécanique et électrique d’origine. Ces modifications introduisent des risques potentiels qui doivent être soigneusement évalués et atténués avant toute mise en œuvre. Si la traversée n’est pas solidement mise à la terre, il est essentiel de maintenir un contrôle strict de la tension afin de s’assurer que ni les tensions de service ni les tensions transitoires n’atteignent des niveaux dangereux. Cette considération est particulièrement critique dans les environnements soumis à des contraintes transitoires ou à des manœuvres fréquentes, où il est crucial de vérifier que la protection contre les surtensions réagit rapidement pour protéger la traversée et garantir sa fiabilité à long terme. De plus, l’intégration mécanique des équipements de surveillance est d’une importance capitale. La conception et l’étanchéité des composants doivent prévenir efficacement toute contamination — comme l’humidité — dans la borne ou les points de connexion, et les matériaux utilisés doivent être compatibles avec ceux de la traversée afin d’éviter la corrosion galvanique.
L’installation de systèmes de surveillance en ligne peut améliorer considérablement la fiabilité des transformateurs et, plus largement, des réseaux électriques. Toutefois, lorsqu’ils sont appliqués aux traversées haute tension, il est essentiel de reconnaître que ces systèmes de surveillance se connectent généralement à l’isolation principale via la borne de test ou de tension. Cela nécessite de déconnecter le capot de mise à la terre d’origine, d’introduire de nouveaux composants et une impédance de mesure, modifiant ainsi la conception mécanique et électrique d’origine. Ces modifications introduisent des risques potentiels qui doivent être soigneusement évalués et atténués avant toute mise en œuvre. Si la traversée n’est pas solidement mise à la terre, il est essentiel de maintenir un contrôle strict de la tension afin de s’assurer que ni les tensions de service ni les tensions transitoires n’atteignent des niveaux dangereux. Cette considération est particulièrement critique dans les environnements soumis à des contraintes transitoires ou à des manœuvres fréquentes, où il est crucial de vérifier que la protection contre les surtensions réagit rapidement pour protéger la traversée et garantir sa fiabilité à long terme. De plus, l’intégration mécanique des équipements de surveillance est d’une importance capitale. La conception et l’étanchéité des composants doivent prévenir efficacement toute contamination — comme l’humidité — dans la borne ou les points de connexion, et les matériaux utilisés doivent être compatibles avec ceux de la traversée afin d’éviter la corrosion galvanique.
#Asset #Risk #Solution
Flavio Tarallo
EU Transformers Digital Manager – Hitachi Energy SpA (Italy)
#Asset #Risk #R&D
Letizia De Maria
Senior researcher – RSE (Italy)
Depuis son introduction sur le marché il y a près de trente ans, l’utilisation des liquides esters naturels comme alternative à l’huile minérale pour l’isolation diélectrique des transformateurs n’a cessé de croître. Bien que l’huile minérale ait été le liquide isolant le plus utilisé dans les transformateurs pendant plusieurs décennies, certaines de ses caractéristiques, comme son point d’inflammation relativement bas et le risque d’incendie associé, ont poussé les chercheurs à explorer d’autres solutions. Les liquides esters naturels, issus d’huiles végétales, sont aujourd’hui largement reconnus comme une alternative fiable et durable à l’huile minérale, en partie grâce à leur point d’inflammation beaucoup plus élevé – donc à un risque d’incendie moindre – ainsi qu’à des caractéristiques environnementales plus favorables. La composition chimique des esters naturels étant différente de celle de l’huile minérale, certaines performances varient lorsqu’ils sont utilisés dans les transformateurs. L’une de ces différences concerne le comportement par temps froid. Dans certaines régions du monde, les transformateurs sont exposés à des températures inférieures à -20 °C et -25 °C, considérées comme des conditions normales de service selon les normes internationales telles que IEEE Std C57.12.00™ et IEC 60076-1. Ce document examine les performances des esters naturels à basses températures, et les compare à celles de l’huile minérale, bien connue des utilisateurs de transformateurs.
Depuis son introduction sur le marché il y a près de trente ans, l’utilisation des liquides esters naturels comme alternative à l’huile minérale pour l’isolation diélectrique des transformateurs n’a cessé de croître. Bien que l’huile minérale ait été le liquide isolant le plus utilisé dans les transformateurs pendant plusieurs décennies, certaines de ses caractéristiques, comme son point d’inflammation relativement bas et le risque d’incendie associé, ont poussé les chercheurs à explorer d’autres solutions. Les liquides esters naturels, issus d’huiles végétales, sont aujourd’hui largement reconnus comme une alternative fiable et durable à l’huile minérale, en partie grâce à leur point d’inflammation beaucoup plus élevé – donc à un risque d’incendie moindre – ainsi qu’à des caractéristiques environnementales plus favorables. La composition chimique des esters naturels étant différente de celle de l’huile minérale, certaines performances varient lorsqu’ils sont utilisés dans les transformateurs. L’une de ces différences concerne le comportement par temps froid. Dans certaines régions du monde, les transformateurs sont exposés à des températures inférieures à -20 °C et -25 °C, considérées comme des conditions normales de service selon les normes internationales telles que IEEE Std C57.12.00™ et IEC 60076-1. Ce document examine les performances des esters naturels à basses températures, et les compare à celles de l’huile minérale, bien connue des utilisateurs de transformateurs.
#Asset #Sustainability #Resilience
Bruce Forsyth
Director, Global Application Eng. Cargill (USA)
À ce jour, le marché de capacité impose aux producteurs d’électricité de minimiser l’indisponibilité des unités de production. Parallèlement, les délais d’approvisionnement en pièces de rechange se sont considérablement allongés. Il est donc nécessaire d’adopter une nouvelle stratégie de maintenance, en passant d’une approche corrective à une approche préventive. Ce travail examine l’impact économique d’une défaillance du transformateur élévateur de la centrale électrique de Sermide, en soulignant le rôle essentiel de l’analyse de l’huile isolante dans les stratégies de maintenance préventive. L’analyse de l’huile de transformateur est un outil de diagnostic clé qui, combiné aux essais électriques, permet de détecter précocement la dégradation de l’isolation et d’autres défauts, réduisant ainsi significativement le risque de pannes imprévues. Des recommandations stratégiques sont proposées pour optimiser les approches de maintenance, dans le but non seulement d’améliorer la fiabilité du système et de réduire les temps d’arrêt, mais aussi de renforcer la sécurité du personnel, de protéger l’environnement et de maximiser les résultats économiques. Ce travail fournit des perspectives utiles aux opérateurs du secteur énergétique et aux décideurs politiques qui cherchent à concilier efficacité économique et résilience opérationnelle dans un environnement de marché de plus en plus complexe.
À ce jour, le marché de capacité impose aux producteurs d’électricité de minimiser l’indisponibilité des unités de production. Parallèlement, les délais d’approvisionnement en pièces de rechange se sont considérablement allongés. Il est donc nécessaire d’adopter une nouvelle stratégie de maintenance, en passant d’une approche corrective à une approche préventive. Ce travail examine l’impact économique d’une défaillance du transformateur élévateur de la centrale électrique de Sermide, en soulignant le rôle essentiel de l’analyse de l’huile isolante dans les stratégies de maintenance préventive. L’analyse de l’huile de transformateur est un outil de diagnostic clé qui, combiné aux essais électriques, permet de détecter précocement la dégradation de l’isolation et d’autres défauts, réduisant ainsi significativement le risque de pannes imprévues. Des recommandations stratégiques sont proposées pour optimiser les approches de maintenance, dans le but non seulement d’améliorer la fiabilité du système et de réduire les temps d’arrêt, mais aussi de renforcer la sécurité du personnel, de protéger l’environnement et de maximiser les résultats économiques. Ce travail fournit des perspectives utiles aux opérateurs du secteur énergétique et aux décideurs politiques qui cherchent à concilier efficacité économique et résilience opérationnelle dans un environnement de marché de plus en plus complexe.
#Asset # Risk #R&D
Giulia Frattini
I&C, Electrical maintenance manager – A2A Gencogas (Italy)
L’analyse des gaz dissous dans l’huile d’isolation (DGA, Dissolved Gas Analysis) des équipements électriques de grande puissance, en haute tension, représente depuis longtemps l’un des systèmes de diagnostic les plus répandus et fiables. L’objectif est de prévenir les pannes pouvant endommager irrémédiablement l’équipement et le rendre indisponible. Cette analyse repose sur l’évaluation de la teneur en huile de certains gaz hydrocarbonés, et autres, grâce à laquelle il est possible de diagnostiquer préventivement des anomalies d’origine diélectrique ou thermique, et de déterminer si une ou les deux anomalies affectent l’isolation organique (typiquement d’origine cellulosique). Toutefois, le cadre diagnostique fourni par la DGA, à lui seul, n’est pas suffisant pour émettre un verdict définitif, mais il est fondamental pour orienter des investigations électriques ultérieures, soulignant l’importance de la synergie entre spécialistes en chimie et spécialistes en mesures électriques. L’article présente un cas réel dans lequel, face à une anomalie thermique présumée mise en évidence par la DGA, une série de mesures électriques sont identifiées afin de compléter le diagnostic.
L’analyse des gaz dissous dans l’huile d’isolation (DGA, Dissolved Gas Analysis) des équipements électriques de grande puissance, en haute tension, représente depuis longtemps l’un des systèmes de diagnostic les plus répandus et fiables. L’objectif est de prévenir les pannes pouvant endommager irrémédiablement l’équipement et le rendre indisponible. Cette analyse repose sur l’évaluation de la teneur en huile de certains gaz hydrocarbonés, et autres, grâce à laquelle il est possible de diagnostiquer préventivement des anomalies d’origine diélectrique ou thermique, et de déterminer si une ou les deux anomalies affectent l’isolation organique (typiquement d’origine cellulosique). Toutefois, le cadre diagnostique fourni par la DGA, à lui seul, n’est pas suffisant pour émettre un verdict définitif, mais il est fondamental pour orienter des investigations électriques ultérieures, soulignant l’importance de la synergie entre spécialistes en chimie et spécialistes en mesures électriques. L’article présente un cas réel dans lequel, face à une anomalie thermique présumée mise en évidence par la DGA, une série de mesures électriques sont identifiées afin de compléter le diagnostic.
#Asset #Risk #Solution
Claudio Serafino
Independent Consultant – ex Terna (Italy)
Giuseppe Inzirillo
Omicron (Italy)
Cette présentation mettra en lumière les avancées obtenues, mais aussi les grands défis que posent les liquides isolants actuels dans le cadre du développement futur de la normalisation. La compatibilité entre liquides isolants et matériaux devra être évaluée selon leurs propriétés électriques, thermiques, mécaniques et chimiques.
Cette présentation mettra en lumière les avancées obtenues, mais aussi les grands défis que posent les liquides isolants actuels dans le cadre du développement futur de la normalisation. La compatibilité entre liquides isolants et matériaux devra être évaluée selon leurs propriétés électriques, thermiques, mécaniques et chimiques.
#Asset #R&D #Solution
Ivanka Hoehlein
Lab manager – Siemens-Energy (Germany)
#Asset # Risk #Sustainability
Fabrizio Ferrari
Senior advisor (Italy)
La corrosion due au soufre dans les transformateurs, bien connue pour ses effets sur le cuivre (ex. DBDS), concerne aujourd’hui de plus en plus l’argent. Bien que cette corrosion puisse être critique, elle a été moins étudiée en raison de sa rareté initiale et des limites des méthodes de détection. Des incidents récents révèlent un manque de compréhension des mécanismes impliqués, notamment liés au soufre élémentaire (S₈), présent aussi bien dans les huiles minérales que dans les liquides isolants à base d’esters.
Cette étude examine la cinétique et les mécanismes de formation du sulfure d’argent, en insistant sur l’importance du rapport entre la masse d’huile et la surface d’argent. Même à faible concentration de S₈, des dépôts significatifs peuvent apparaître. Les normes actuelles (ASTM D1275, IEC 62697) sont souvent insuffisantes pour reproduire les conditions réelles en service.
Les auteurs proposent des ajustements aux méthodes d’essai et présentent des solutions innovantes de traitement des huiles et de nettoyage des contacts argentés, développées par l’Institut Nikola Tesla. Ces techniques permettent une élimination efficace du soufre élémentaire sans affecter les antioxydants, offrant des stratégies prometteuses à court et long terme.
La corrosion due au soufre dans les transformateurs, bien connue pour ses effets sur le cuivre (ex. DBDS), concerne aujourd’hui de plus en plus l’argent. Bien que cette corrosion puisse être critique, elle a été moins étudiée en raison de sa rareté initiale et des limites des méthodes de détection. Des incidents récents révèlent un manque de compréhension des mécanismes impliqués, notamment liés au soufre élémentaire (S₈), présent aussi bien dans les huiles minérales que dans les liquides isolants à base d’esters.
Cette étude examine la cinétique et les mécanismes de formation du sulfure d’argent, en insistant sur l’importance du rapport entre la masse d’huile et la surface d’argent. Même à faible concentration de S₈, des dépôts significatifs peuvent apparaître. Les normes actuelles (ASTM D1275, IEC 62697) sont souvent insuffisantes pour reproduire les conditions réelles en service.
Les auteurs proposent des ajustements aux méthodes d’essai et présentent des solutions innovantes de traitement des huiles et de nettoyage des contacts argentés, développées par l’Institut Nikola Tesla. Ces techniques permettent une élimination efficace du soufre élémentaire sans affecter les antioxydants, offrant des stratégies prometteuses à court et long terme.
#Asset #Risk #R&D
Dr Jelena Lukic
Assist. dir. for science, innovations and technological development – NIkola Tesla Institute (Serbia)
Objectif : La dégradation de l’isolation solide à base de cellulose est le principal facteur limitant la durée de vie opérationnelle des transformateurs de puissance. Cette présentation explore deux accélérateurs clés du vieillissement — l’oxygène et l’humidité — en détaillant leurs mécanismes de pénétration, leur impact sur la performance diélectrique et leurs implications à long terme pour la fiabilité des actifs.
Méthodes : Nous proposons une stratégie de mitigation double comprenant : (1) des mesures préventives utilisant des systèmes avancés de préservation d’huile (ex. dessiccateurs autorégénérants, barrières à membrane) et (2) un diagnostic en temps réel grâce à des capteurs intégrés et des algorithmes prédictifs. Ces algorithmes estiment l’humidité dans le papier (MIP), prévoient le vieillissement de l’isolation et détectent les seuils critiques tels que la formation de bulles et la diminution de la tension de claquage. Le suivi direct de la température des enroulements via des capteurs à fibre optique est souligné comme une condition préalable pour un modèle thermique précis et des algorithmes performants.
Résultats : Nous présenterons des études de cas démontrant comment l’application combinée de ces stratégies a permis des améliorations mesurables de la fiabilité des transformateurs, avec une réduction du coût total de possession et une extension de la durée de vie opérationnelle.
Conclusions : La combinaison de barrières physiques et d’un suivi intelligent renforce considérablement la résilience des transformateurs et favorise des stratégies de maintenance conditionnelle.
Objectif : La dégradation de l’isolation solide à base de cellulose est le principal facteur limitant la durée de vie opérationnelle des transformateurs de puissance. Cette présentation explore deux accélérateurs clés du vieillissement — l’oxygène et l’humidité — en détaillant leurs mécanismes de pénétration, leur impact sur la performance diélectrique et leurs implications à long terme pour la fiabilité des actifs.
Méthodes : Nous proposons une stratégie de mitigation double comprenant : (1) des mesures préventives utilisant des systèmes avancés de préservation d’huile (ex. dessiccateurs autorégénérants, barrières à membrane) et (2) un diagnostic en temps réel grâce à des capteurs intégrés et des algorithmes prédictifs. Ces algorithmes estiment l’humidité dans le papier (MIP), prévoient le vieillissement de l’isolation et détectent les seuils critiques tels que la formation de bulles et la diminution de la tension de claquage. Le suivi direct de la température des enroulements via des capteurs à fibre optique est souligné comme une condition préalable pour un modèle thermique précis et des algorithmes performants.
Résultats : Nous présenterons des études de cas démontrant comment l’application combinée de ces stratégies a permis des améliorations mesurables de la fiabilité des transformateurs, avec une réduction du coût total de possession et une extension de la durée de vie opérationnelle.
Conclusions : La combinaison de barrières physiques et d’un suivi intelligent renforce considérablement la résilience des transformateurs et favorise des stratégies de maintenance conditionnelle.
#Asset # Risk #Solution
Enrico Cenghialta
Service Manager – COMEM (Italy)
Fiorenzo Stevanato
Technical Consultant, COMEM (Italy)
#Asset #Sustainability #Solutions
Aujourd’hui, les esters diélectriques (naturels et synthétiques) ne sont plus simplement une alternative aux huiles minérales, mais un choix prioritaire pour les propriétaires de transformateurs soucieux d’éliminer les risques d’incendie, de prolonger la durée de vie des équipements, et de favoriser la durabilité environnementale. L’utilisation de transformateurs immergés dans l’ester remonte à plusieurs décennies, ce qui permet une accumulation rapide d’expérience en matière de surveillance et de maintenance, ainsi que des tests croissants de compatibilité avec les matériaux de construction des transformateurs.
Aujourd’hui, les esters diélectriques (naturels et synthétiques) ne sont plus simplement une alternative aux huiles minérales, mais un choix prioritaire pour les propriétaires de transformateurs soucieux d’éliminer les risques d’incendie, de prolonger la durée de vie des équipements, et de favoriser la durabilité environnementale. L’utilisation de transformateurs immergés dans l’ester remonte à plusieurs décennies, ce qui permet une accumulation rapide d’expérience en matière de surveillance et de maintenance, ainsi que des tests croissants de compatibilité avec les matériaux de construction des transformateurs.
Fabio Scatiggio
Senior Technical Advisor – A&A Fratelli Parodi (Italy)
#Asset #Solutions
Dr Bruce Pahlavanpour
Senior consultant – Ergon International (UK)
Les transformateurs de puissance jouent un rôle crucial dans les systèmes de transmission et de distribution de l’électricité, étant à la fois coûteux et stratégiquement importants. Leur fonctionnement efficace et prolongé est essentiel pour éviter les coupures de courant à long terme. Avec des dizaines de milliers de transformateurs dans le monde approchant de la fin de leur durée de vie typique de 30 à 40 ans, la question du recyclage devient importante. De manière remarquable, environ 95 % des matériaux d’un transformateur de puissance pourraient potentiellement être recyclés.
Reconnaissant l’importance de l’économie circulaire, la Commission européenne a adopté en 2020 un plan d’action pour l’économie circulaire, visant à passer d’un modèle linéaire « extraire, fabriquer, jeter » à un modèle circulaire où les déchets deviennent une nouvelle ressource. Si l’attention s’est d’abord portée sur l’efficacité énergétique des transformateurs, l’impact des matériaux n’est pas négligeable. La prochaine révision du règlement sur l’écoconception des transformateurs, prévue pour 2024, introduira de nouvelles exigences en matière d’efficacité des matériaux.
Cette intervention portera sur le développement de la recherche concernant le rétro-remplissage des transformateurs avec des liquides isolants alternatifs ou recyclés. Cette technique consiste à remplacer l’huile minérale d’un transformateur en service par un fluide biodégradable et moins inflammable. Elle permettrait de rendre les transformateurs plus sûrs et plus respectueux de l’environnement, et pourrait autoriser des charges plus élevées, retardant ainsi leur remplacement. Cependant, cette technique reste peu étudiée : il est nécessaire d’évaluer son impact sur le fonctionnement du transformateur ainsi que sa faisabilité technique et économique.
Les transformateurs de puissance jouent un rôle crucial dans les systèmes de transmission et de distribution de l’électricité, étant à la fois coûteux et stratégiquement importants. Leur fonctionnement efficace et prolongé est essentiel pour éviter les coupures de courant à long terme. Avec des dizaines de milliers de transformateurs dans le monde approchant de la fin de leur durée de vie typique de 30 à 40 ans, la question du recyclage devient importante. De manière remarquable, environ 95 % des matériaux d’un transformateur de puissance pourraient potentiellement être recyclés.
Reconnaissant l’importance de l’économie circulaire, la Commission européenne a adopté en 2020 un plan d’action pour l’économie circulaire, visant à passer d’un modèle linéaire « extraire, fabriquer, jeter » à un modèle circulaire où les déchets deviennent une nouvelle ressource. Si l’attention s’est d’abord portée sur l’efficacité énergétique des transformateurs, l’impact des matériaux n’est pas négligeable. La prochaine révision du règlement sur l’écoconception des transformateurs, prévue pour 2024, introduira de nouvelles exigences en matière d’efficacité des matériaux.
Cette intervention portera sur le développement de la recherche concernant le rétro-remplissage des transformateurs avec des liquides isolants alternatifs ou recyclés. Cette technique consiste à remplacer l’huile minérale d’un transformateur en service par un fluide biodégradable et moins inflammable. Elle permettrait de rendre les transformateurs plus sûrs et plus respectueux de l’environnement, et pourrait autoriser des charges plus élevées, retardant ainsi leur remplacement. Cependant, cette technique reste peu étudiée : il est nécessaire d’évaluer son impact sur le fonctionnement du transformateur ainsi que sa faisabilité technique et économique.
#Asset #Sustainability #Solutions #R&D
Alfredo Ortiz-Fernández
Professor at University of Cantabria (Spain)
#Asset #Risk #Solutions
Riccardo Maina
Lab Manager – Sea Marconi (Italy)
#Asset #Risk #Sustainability #Solution
Agustín Harte
Programme Management Officer – Basel, Rotterdam and Stockholm Conventions Secretariat (CH)
#Asset #Risk #Solutions
Senja Leivo
Senior Industry expert – Vaisala Oyj (Finland)
Digital twins are powerful tools to support decision making, but how will they help in a world of rapid system growth in electricity infrastructure: investment in data centers and renewables; increased use of automation and AI/ML; demands for increased reliability of supply? In this paper we look at what makes a ‘good’ digital twin, and what can lead to a poor implementation – an ‘evil twin’ – by looking at the construction of a twin, the automated analyses, and the connection between twin predictions and reality. We know that a digital twins is a model, and that all models are ‘wrong’, but how far wrong does it have to be before it becomes ‘unacceptably wrong’? Understanding why and how a digital twin is wrong is crucial to both its acceptability and its successful application: someone has to know what is going on!
Digital twins are powerful tools to support decision making, but how will they help in a world of rapid system growth in electricity infrastructure: investment in data centers and renewables; increased use of automation and AI/ML; demands for increased reliability of supply? In this paper we look at what makes a ‘good’ digital twin, and what can lead to a poor implementation – an ‘evil twin’ – by looking at the construction of a twin, the automated analyses, and the connection between twin predictions and reality. We know that a digital twins is a model, and that all models are ‘wrong’, but how far wrong does it have to be before it becomes ‘unacceptably wrong’? Understanding why and how a digital twin is wrong is crucial to both its acceptability and its successful application: someone has to know what is going on!
#Asset #Solutions #R&D
Dr Tony McGrail
Solutions Director: Asset Management & Monitoring Technology – DOBLE Engineering (US)
A significant step toward broader adoption of Dielectric Frequency Response (DFR) for condition assessment of capacitance-graded bushings was the release of IEEE C57.12.200 in 2022. Since its publication, further operational experience has been gathered.
Baseline DFR testing on newly installed bushings is a well-established and recommended practice, as it supports more accurate assessments during service life. However, it is crucial to recognize the impact of fringing effects, which arise due to differences in the electrical environment when testing bushings in the field versus routine factory testing as specified in bushing standards.
While IEEE C57.12.200 includes examples of bushing degradation and corresponding analysis techniques, additional insights have emerged from extensive field application of DFR, applicable to both oil-impregnated and dry-type designs. These findings underscore the value of testing at 1400 V, which has been shown to yield more reliable results in evaluating bushing condition compared to tests conducted at lower voltages.
Keywords—Bushings, OIP, RIP, RIS, DFR, Capacitance, Dissipation Factor, Insulation Power Factor, tanδ
Une étape importante vers une adoption plus large de la réponse en fréquence diélectrique (DFR) pour l’évaluation de l’état des traversées à gradient de capacité a été la publication de la norme IEEE C57.12.200 en 2022. Depuis sa publication, de nouvelles expériences opérationnelles ont été accumulées.
Les essais DFR de référence sur des traversées nouvellement installées sont une pratique bien établie et recommandée, car ils permettent une évaluation plus précise tout au long de la durée de vie en service. Cependant, il est essentiel de prendre en compte l’impact des effets de frange, qui apparaissent en raison des différences d’environnement électrique entre les essais réalisés sur site et ceux effectués en usine, comme précisé dans les normes relatives aux traversées.
Bien que la norme IEEE C57.12.200 inclue des exemples de dégradation des traversées ainsi que des techniques d’analyse associées, des enseignements supplémentaires ont émergé grâce à l’application sur le terrain à grande échelle de la DFR, applicable aux modèles imprégnés d’huile et aux conceptions sèches. Ces résultats soulignent l’intérêt des essais à 1400 V, qui se sont révélés offrir une meilleure fiabilité dans l’évaluation de l’état des traversées comparativement aux tests réalisés à des tensions inférieures.
Mots-clés — Traversées, OIP, RIP, RIS, DFR, Capacité, Facteur de dissipation, Facteur de puissance de l’isolant, tanδ
#Asset #Risk #Solution
Dr. Peter Werelius
Senior Application Specialist – Megger Sweden AB (Sweden)
Interventions classées par type
Choisissez à tout moment quelle intervention suivre (salle Piemonte / salle Agnelli) en fonction du titre ou du type d’intervention.
- MasterClass (contenu pédagogique de haut niveau)
- Session générale (contenu transversal et généraliste)
- Étude de cas (présentation de cas concrets ou de recherches)
- Tables Focus (sessions interactives où les participants échangent directement avec des experts du secteur sur des sujets spécifiques)
- Table ronde (discussions en panel)
- Sponsorisé (contenu sponsorisé)
- Session de questions-réponses
James Reid holds a MSc Reliability Engineering & Safety Management from Heriot Watt University and a BEng Chemical Engineering from University of Edinburgh. He has been a chartered Chemical Engineer with the IChemE since 2002 and is also a member of ASTM. Based in the UK, James leads the technical applications team providing global support for all the ester-based products manufactured by global specialty materials company M&I Materials, including the MIDEL range of dielectric liquids. Prior to joining the technical team at M&I Materials in 2019, James has over two decades experience in technical and operational management roles with major UK utility, leading international chemical, and specialist oil companies.
Jean SANCHEZ is senior transformer engineer at EDF, French main generation utility, mostly on investigations, tests and its associated diagnosis, Factory Acceptance Tests, HV bushings, fleet assessments. He’s involved in IEC and CIGRE working groups. He completed a PhD degree on power transformers fault diagnosis in 2011 with a French power transformer reparation factory, TSV.
Ufuk Kivrak has BS and MS degrees in mechanical engineering. He has more than 25 years of industrial experience in transformers and power grid industries. He has worked for ABB in several management positions in Turkey, Thailand and Switzerland. He has led Supply Chain Management organization of ABB Transformer business globally from 2003 to 2015, which included explosive growth of transformer market from 2003 to 2008, which was followed by a market collapse in 2009 and onwards. In 2015, he has joined Alstom Grid as VP-Strategic Sourcing and continued as Head of Strategic Sourcing in GE Grid Solutions after Alstom was acquired by GE. Currently he is Managing Director of SCM Consulting GmbH.
Armando Pastore received his mechanical engineering master’s degree from University of Naples Federico II. After the graduation he had different experiences in automotive and railway sectors. He joined the power grid business sector in 2012 working as R&D mechanical engineer and product industrialization with special focus on transformer and wall bushings for HVDC application. Since 2015 he has been working at GE Grid Solution covering different roles as engineering manufacturing, production, technical and product manager. In 2022 he has been appointed chair for Italy SC 36A – Insulated bushings.
Riccardo Actis was born in 1969 He holds a degree in mechanical engineering, obtained from Polytechnic University of Turin in 1995. Today he is the Global Operation Manager of the On-Site Service Department at Sea Marconi, with more than 25 years of experience in organization and follow-up of on-site work activities, in Italy, France, Spain, and other countries (KSA, Argentina, Uruguay, Japan). Riccardo has a deep knowledge of condition-based maintenance, as well as treatment and decontamination techniques of insulating liquids.
Vojko Mrdic has been working as applications engineer in transformer testing group at DV Power, a well-known manufacturer of test and measurement equipment for electric power industry. His responsibilities include development of new methods for transformer testing, providing technical support to DV Power customers, as well as performing on-site field testing. Before joining DV Power 13 years ago, he had been working at the large apparatus manufacturer Energoinvest RAOP for 1 year as a junior engineer in circuit breakers and instrument transformers development department. Vojko has a BSc diploma degree in electrical engineering from the University of East Sarajevo.
Roberto Fernández is an experienced Electrical Engineer who has spent most of his career on the transformer design field and R&D activities focused on the magneto-electric and thermal design for a wide range of transformer applications. He is member of the IEC, CIGRE and several national and international working groups. He is currently the Application Technical Leader at Cargill Bioindustrial.
Field Service engineer since 1976 working for Merlin-Gerin on GIS Switchgear, Schneider Electric Equipment, JST Tranformateurs , following in SIEMENS as African Aera sales Manager and JST Maintenance as business development
Dr. Sameera completed his Bachelor of Science in Engineering (Honors) and Master of Science in Electrical and Electronic Engineering at the University of Peradeniya, Sri Lanka. After graduating, he worked as a High Voltage Laboratory Instructor at the University of Peradeniya and as a Research Assistant in the Condition Monitoring Team at the Engineering Design Centre. He then pursued his PhD at the University of Queensland, Australia. Following that, he joined the same university as a postdoctoral research fellow, where he investigated the use of drone footage and Machine Learning technologies for detecting overhead conductor defects. After completing his fellowship, he became a consultant at EA Technology, one of the world’s leading asset management consultancy service providers. Currently, he works as an asset strategy engineer at Energy Queensland, the largest distribution network service provider in Australia.
Vander Tumiatti is the founder and owner of SEA MARCONI GROUP (since 1968 – www.seamarconi.com), Torino, Italy, an international company that is involved in research, technologies, products, and services for energy and environment. He has developed BAT and BEP Sustainable Solutions for Life Cycle Management (LCM) of insulating liquids and transformers focalized on inventory, control, diagnosis, decontamination, depolarization (DBDS, TCS, and polar compounds) and dehalogenation / detoxification (PCBs/POPs). He holds more than 40 international patents and is the author of many international technical and scientific publications. He has been the Assistant Secretary of IEC TC10 from 2000 to 2024. He is also a member of several international groups, with major participation in technical normative activities (CEN, IEC, CIGRE, IEEE). In 2009 June, he received – « 1906 Award », the IEC’s award for “the precious contribution to the understanding of the potentially corrosive behaviour of mineral insulating oil used in power transformers and for his discoveries, recognized worldwide, in the development of diagnostic chemical analyses”. He also received the « Alessandro Volta » award as expert since 1978 in the standardization activities. He was the coordinator of European and national research projects in the field of circular and granular bioeconomy (BIOENPRO®). He also inventor of My Transfo Meeting since 2002 (www.mytransfo.com)
Dr Bruce Pahlavanpour BSC, DIC, PHD from Imperial College, London. Recently he joined Ergon International as consultant. Dr Pahlavanpour was Chief Specialist for the Electrical industry application group within Nynas TDMS.
Fabio Scatiggio was born in Venezia, Italy, in 1957.