Visiona l'agenda di
My Transfo 2025
Qui sotto l'elenco degli interventi in programma ed i Focus Table, tavoli tematici che favoriscono la consulenza e la formazione personalizzata.
Novità 2025 "FOCUS TABLE"
I Focus Tables offrono ai partecipanti un’occasione di formazione tecnica e confronto diretto con esperti del settore. Si tratta di piccoli tavoli tematici (max 8 partecipanti) dove porre domande o affrontare casistiche tecniche con gli esperti (che moderano il tavolo).
I Focus Tables si organizzeranno in parallelo alla Main session, ogni 30 minuti i partecipanti potranno scegliere la sessione preferita.
Fenomeni di corrosione
Focus sui principali meccanismi di corrosione nei trasformatori, con particolare attenzione allo zolfo corrosivo e ai suoi effetti su rame e argento. Verranno presentati casi studio, tecniche diagnostiche e strategie di mitigazione. Un approfondimento essenziale per l’affidabilità e la manutenzione dei fluidi.
Moderato da: Laboratory Manager – Sea Marconi (Italy)
Moisture Care
Focus su come prevenire e controllare la presenza di umidità nell’ olio del trasformatore
Moderato da:
COMEM (Italy)
Trattamento fluidi isolanti
Focus sulle diverse tecniche di trattamento dei liquidi isolanti e dei trasformatori. Verranno presentati casi applicativi e soluzioni mirate per specifiche "patologie" dei liquidi ed estendere la vita utile dei trasformatori. Un tema chiave per la sostenibilità, l'asset e risk management.
Moderato da: Riccardo Actis, direttore dei servizi on-site – Sea Marconi
Diagnostica e protezione dei trasformatori
Panoramica sulle soluzioni avanzate per il monitoraggio, la diagnosi precoce dei guasti e la protezione dei trasformatori. Verranno illustrati sensori, algoritmi e approcci integrati per migliorare l’affidabilità e prolungare la vita utile degli asset.
Moderato da:
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
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L’analisi dei gas disciolti (DGA) è attualmente lo strumento più efficace per valutare lo stato della parte attiva di un trasformatore in olio in esercizio. L’obiettivo principale per l’operatore è valutare il rischio operativo al fine di attuare adeguate azioni di manutenzione correttiva. Un nuovo metodo, sviluppato congiuntamente da IREQ ed EDF, si basa sul lavoro presentato nella Brochure Tecnica CIGRE 771. Questo approccio viene confrontato con gli schemi interpretativi esistenti di IEC e IEEE, evidenziandone i potenziali vantaggi e la rilevanza pratica.
L’analisi dei gas disciolti (DGA) è attualmente lo strumento più efficace per valutare lo stato della parte attiva di un trasformatore in olio in esercizio. L’obiettivo principale per l’operatore è valutare il rischio operativo al fine di attuare adeguate azioni di manutenzione correttiva. Un nuovo metodo, sviluppato congiuntamente da IREQ ed EDF, si basa sul lavoro presentato nella Brochure Tecnica CIGRE 771. Questo approccio viene confrontato con gli schemi interpretativi esistenti di IEC e IEEE, evidenziandone i potenziali vantaggi e la rilevanza pratica.
#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)
Da quando i trasformatori di distribuzione a regolazione di tensione (VRDT) sono diventati un asset standard a disposizione degli operatori di rete, sono stati sviluppati e applicati diversi algoritmi di regolazione della tensione. Questo contributo esamina i principali algoritmi, confrontandoli sia dal punto di vista della pianificazione della rete sia da quello operativo, e presenta un’analisi tecno-economica della regolazione a punto di set dinamico, indipendente dalla potenza, in configurazione monofase e trifase.
Da quando i trasformatori di distribuzione a regolazione di tensione (VRDT) sono diventati un asset standard a disposizione degli operatori di rete, sono stati sviluppati e applicati diversi algoritmi di regolazione della tensione. Questo contributo esamina i principali algoritmi, confrontandoli sia dal punto di vista della pianificazione della rete sia da quello operativo, e presenta un’analisi tecno-economica della regolazione a punto di set dinamico, indipendente dalla potenza, in configurazione monofase e trifase.
#Asset #Solutions #R&D
Franco Pizzutto
Business Development Manager – Maschinenfabrik Reinhausen (Germany)
La termografia facilita l’identificazione di anomalie nei profili di temperatura, che possono indicare modalità di guasto come degrado dell’isolamento, connessioni allentate o malfunzionamenti dei componenti. Per diagnosticare accuratamente questi problemi è necessaria un’ulteriore raccolta di informazioni dal trasformatore. Combinando i dati termici online con altre diagnostiche del trasformatore, come l’analisi dei gas disciolti (DGA) e il monitoraggio dei passanti, all’interno di un unico dispositivo, è possibile correlare gli eventi per accelerare la diagnosi. La presentazione illustrerà le esperienze pratiche nell’implementazione della soluzione e gli aspetti da considerare per l’applicazione online della termografia.
La termografia facilita l’identificazione di anomalie nei profili di temperatura, che possono indicare modalità di guasto come degrado dell’isolamento, connessioni allentate o malfunzionamenti dei componenti. Per diagnosticare accuratamente questi problemi è necessaria un’ulteriore raccolta di informazioni dal trasformatore. Combinando i dati termici online con altre diagnostiche del trasformatore, come l’analisi dei gas disciolti (DGA) e il monitoraggio dei passanti, all’interno di un unico dispositivo, è possibile correlare gli eventi per accelerare la diagnosi. La presentazione illustrerà le esperienze pratiche nell’implementazione della soluzione e gli aspetti da considerare per l’applicazione online della termografia.
#Risk #Solution
Christopher O'Donnell
Technical Applications Engineer – GE Vernova (GB)
L’analisi dei gas disciolti (DGA – Dissolved Gas Analysis) è diventata la tecnica principale per la valutazione dello stato dei trasformatori, grazie al progressivo aumento dell’affidabilità diagnostica ottenuto in parallelo con i progressi nel controllo della misurazione. I primi test a fiamma e di tipo Orsat, e successivamente il relè Buchholz, fornivano soltanto indicazioni qualitative.
A metà del secolo scorso, la spettrometria di massa e la rivelazione della conducibilità termica hanno permesso l’identificazione dei composti, ma il trasferimento incontrollato nella camera d’aria del trasformatore e la variabilità nel campionamento ne limitavano l’affidabilità quantitativa. Il punto di svolta è stato l’ingegnerizzazione della catena di misura: estrazione controllata (degassificazione sotto vuoto, gas stripping), procedure di campionamento tracciabili e cromatografia automatizzata del gas in spazio di testa (HS-GC), basata su fiale dedicate, riempite con precisione, sigillate con crimpatrice e con rapporti di fase definiti.
I metodi standardizzati (IEC 60567; ASTM D3612) hanno tradotto questo controllo in misurazioni riproducibili, migliorando la comparabilità tra laboratori. I dati risultanti supportano l’analisi multicomponente, le diagnosi basate su rapporti e grafici, nonché classificatori multivariati/statistici, migliorando la discriminazione tra scariche parziali, riscaldamenti termici e archi elettrici, riducendo i falsi allarmi e consentendo interventi più tempestivi. L’approccio è applicabile sia agli oli minerali sia ai liquidi alternativi (esteri naturali/sintetici, siliconi), a condizione che le procedure siano adattate alle proprietà e al comportamento di solubilità dei fluidi. Nel complesso, la transizione da uno spazio di testa rudimentale a uno controllato collega l’integrità del campionamento e la ripetibilità alla DGA quantitativa e a una classificazione dei guasti difendibile—spiegando perché la DGA funziona e perché resta una base fondamentale della manutenzione predittiva dei trasformatori di potenza.
Termini chiave: analisi dei gas disciolti (DGA), diagnostica dei trasformatori, cromatografia in spazio di testa (HS-GC), integrità del campionamento, fiale riempite con precisione, IEC 60567, ASTM D3612, manutenzione predittiva.
L’analisi dei gas disciolti (DGA – Dissolved Gas Analysis) è diventata la tecnica principale per la valutazione dello stato dei trasformatori, grazie al progressivo aumento dell’affidabilità diagnostica ottenuto in parallelo con i progressi nel controllo della misurazione. I primi test a fiamma e di tipo Orsat, e successivamente il relè Buchholz, fornivano soltanto indicazioni qualitative.
A metà del secolo scorso, la spettrometria di massa e la rivelazione della conducibilità termica hanno permesso l’identificazione dei composti, ma il trasferimento incontrollato nella camera d’aria del trasformatore e la variabilità nel campionamento ne limitavano l’affidabilità quantitativa. Il punto di svolta è stato l’ingegnerizzazione della catena di misura: estrazione controllata (degassificazione sotto vuoto, gas stripping), procedure di campionamento tracciabili e cromatografia automatizzata del gas in spazio di testa (HS-GC), basata su fiale dedicate, riempite con precisione, sigillate con crimpatrice e con rapporti di fase definiti.
I metodi standardizzati (IEC 60567; ASTM D3612) hanno tradotto questo controllo in misurazioni riproducibili, migliorando la comparabilità tra laboratori. I dati risultanti supportano l’analisi multicomponente, le diagnosi basate su rapporti e grafici, nonché classificatori multivariati/statistici, migliorando la discriminazione tra scariche parziali, riscaldamenti termici e archi elettrici, riducendo i falsi allarmi e consentendo interventi più tempestivi. L’approccio è applicabile sia agli oli minerali sia ai liquidi alternativi (esteri naturali/sintetici, siliconi), a condizione che le procedure siano adattate alle proprietà e al comportamento di solubilità dei fluidi. Nel complesso, la transizione da uno spazio di testa rudimentale a uno controllato collega l’integrità del campionamento e la ripetibilità alla DGA quantitativa e a una classificazione dei guasti difendibile—spiegando perché la DGA funziona e perché resta una base fondamentale della manutenzione predittiva dei trasformatori di potenza.
Termini chiave: analisi dei gas disciolti (DGA), diagnostica dei trasformatori, cromatografia in spazio di testa (HS-GC), integrità del campionamento, fiale riempite con precisione, IEC 60567, ASTM D3612, manutenzione predittiva.
#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)
Questo studio esamina gli oli isolanti, di seguito denominati oli per trasformatori, disponibili sul mercato mediorientale, sia di produzione regionale sia importati da fornitori globali. Questi oli per trasformatori sono commercializzati e venduti in conformità con l’ultima edizione della norma IEC 60296, Edizione 5 (2020), che specifica i requisiti per i fluidi per applicazioni elettrotecniche – Oli isolanti minerali per apparecchiature elettriche. L’obiettivo di questo studio è in particolare sugli oli per trasformatori classificati e dichiarati conformi alla IEC 60296 TVUB (T = Transformers, V = Virgin (nuovo) olio, U = Uninhibited, e B = Tipo B). L’indagine mira a determinare se in questi oli per trasformatori siano presenti additivi non dichiarati, inclusi inibitori antiossidanti, nonostante siano etichettati e venduti come “olio per trasformatori uninhibited” contenente “nessun additivo non dichiarato.”
Questo studio esamina gli oli isolanti, di seguito denominati oli per trasformatori, disponibili sul mercato mediorientale, sia di produzione regionale sia importati da fornitori globali. Questi oli per trasformatori sono commercializzati e venduti in conformità con l’ultima edizione della norma IEC 60296, Edizione 5 (2020), che specifica i requisiti per i fluidi per applicazioni elettrotecniche – Oli isolanti minerali per apparecchiature elettriche. L’obiettivo di questo studio è in particolare sugli oli per trasformatori classificati e dichiarati conformi alla IEC 60296 TVUB (T = Transformers, V = Virgin (nuovo) olio, U = Uninhibited, e B = Tipo B). L’indagine mira a determinare se in questi oli per trasformatori siano presenti additivi non dichiarati, inclusi inibitori antiossidanti, nonostante siano etichettati e venduti come “olio per trasformatori uninhibited” contenente “nessun additivo non dichiarato.”
#Risk #Solution #R&D
Nils Herlenius
Senior Technical Consultant – FARABI PETROCHEMICALS (Saudi Arabia)
L’installazione di sistemi di monitoraggio on-line può migliorare significativamente l’affidabilità dei trasformatori e, più in generale, delle reti elettriche. Tuttavia, quando applicati ai passanti ad alta tensione, è fondamentale riconoscere che questi sistemi di monitoraggio si collegano tipicamente all’isolamento principale tramite il terminale di prova o di tensione. Ciò richiede la disconnessione del coperchio di messa a terra originale, l’introduzione di nuovi componenti e di un’impedenza di misura, alterando così il progetto meccanico ed elettrico originale. Tali modifiche introducono potenziali rischi che devono essere attentamente valutati e mitigati prima di implementare qualsiasi soluzione di monitoraggio. Se il passante non è solidamente messo a terra, è essenziale mantenere un rigoroso controllo della tensione per garantire che né le tensioni operative né quelle transitorie raggiungano livelli pericolosi. Questa considerazione è particolarmente critica in ambienti soggetti a sollecitazioni transitorie o a frequenti manovre di commutazione, dove è fondamentale verificare che la protezione contro le sovratensioni risponda abbastanza rapidamente per salvaguardare il passante e garantirne l’affidabilità a lungo termine. Inoltre, l’integrazione meccanica delle apparecchiature di monitoraggio è di estrema importanza. Il design e la sigillatura dei componenti di monitoraggio devono prevenire efficacemente la contaminazione — come l’umidità — dall’ingresso nel terminale o nei punti di connessione e i materiali utilizzati nelle apparecchiature devono essere compatibili con quelli del passante per evitare fenomeni di corrosione galvanica.
L’installazione di sistemi di monitoraggio on-line può migliorare significativamente l’affidabilità dei trasformatori e, più in generale, delle reti elettriche. Tuttavia, quando applicati ai passanti ad alta tensione, è fondamentale riconoscere che questi sistemi di monitoraggio si collegano tipicamente all’isolamento principale tramite il terminale di prova o di tensione. Ciò richiede la disconnessione del coperchio di messa a terra originale, l’introduzione di nuovi componenti e di un’impedenza di misura, alterando così il progetto meccanico ed elettrico originale. Tali modifiche introducono potenziali rischi che devono essere attentamente valutati e mitigati prima di implementare qualsiasi soluzione di monitoraggio. Se il passante non è solidamente messo a terra, è essenziale mantenere un rigoroso controllo della tensione per garantire che né le tensioni operative né quelle transitorie raggiungano livelli pericolosi. Questa considerazione è particolarmente critica in ambienti soggetti a sollecitazioni transitorie o a frequenti manovre di commutazione, dove è fondamentale verificare che la protezione contro le sovratensioni risponda abbastanza rapidamente per salvaguardare il passante e garantirne l’affidabilità a lungo termine. Inoltre, l’integrazione meccanica delle apparecchiature di monitoraggio è di estrema importanza. Il design e la sigillatura dei componenti di monitoraggio devono prevenire efficacemente la contaminazione — come l’umidità — dall’ingresso nel terminale o nei punti di connessione e i materiali utilizzati nelle apparecchiature devono essere compatibili con quelli del passante per evitare fenomeni di corrosione galvanica.
#Asset #Risk #Solution
Flavio Tarallo
EU Transformers Digital Manager – Hitachi Energy SpA (Italy)
#Asset #Risk #R&D
Letizia De Maria
Senior researcher – RSE( Italy)
Dalla sua introduzione sul mercato, avvenuta quasi trent’anni fa, l’utilizzo dei liquidi esteri naturali come alternativa all’olio minerale nei trasformatori ha continuato a crescere. Sebbene l’olio minerale sia stato per molti decenni il liquido isolante più comunemente utilizzato nei trasformatori, alcune sue caratteristiche – come il basso punto di infiammabilità e il rischio di incendio – hanno spinto la ricerca scientifica verso soluzioni alternative. I liquidi esteri naturali, derivati da oli vegetali, sono oggi ampiamente accettati come alternativa affidabile e sostenibile all’olio minerale, in parte grazie al loro punto di infiammabilità significativamente più elevato, e quindi al rischio di incendio ridotto, oltre che a un impatto ambientale più favorevole. La natura chimica degli esteri naturali è diversa da quella dell’olio minerale, e ciò comporta alcune differenze nelle prestazioni quando utilizzati nei trasformatori. Una di queste differenze riguarda il comportamento alle basse temperature. In alcune regioni del mondo, i trasformatori sono esposti a temperature inferiori a -20 °C e -25 °C, considerate condizioni normali di esercizio secondo norme internazionali come IEEE Std C57.12.00™ e IEC 60076-1. Questo articolo analizza le prestazioni dei liquidi esteri naturali a basse temperature, confrontandole con le caratteristiche dell’olio minerale, più familiari alla maggior parte degli utenti di trasformatori.
Dalla sua introduzione sul mercato, avvenuta quasi trent’anni fa, l’utilizzo dei liquidi esteri naturali come alternativa all’olio minerale nei trasformatori ha continuato a crescere. Sebbene l’olio minerale sia stato per molti decenni il liquido isolante più comunemente utilizzato nei trasformatori, alcune sue caratteristiche – come il basso punto di infiammabilità e il rischio di incendio – hanno spinto la ricerca scientifica verso soluzioni alternative. I liquidi esteri naturali, derivati da oli vegetali, sono oggi ampiamente accettati come alternativa affidabile e sostenibile all’olio minerale, in parte grazie al loro punto di infiammabilità significativamente più elevato, e quindi al rischio di incendio ridotto, oltre che a un impatto ambientale più favorevole. La natura chimica degli esteri naturali è diversa da quella dell’olio minerale, e ciò comporta alcune differenze nelle prestazioni quando utilizzati nei trasformatori. Una di queste differenze riguarda il comportamento alle basse temperature. In alcune regioni del mondo, i trasformatori sono esposti a temperature inferiori a -20 °C e -25 °C, considerate condizioni normali di esercizio secondo norme internazionali come IEEE Std C57.12.00™ e IEC 60076-1. Questo articolo analizza le prestazioni dei liquidi esteri naturali a basse temperature, confrontandole con le caratteristiche dell’olio minerale, più familiari alla maggior parte degli utenti di trasformatori.
#Asset #Sustainability #Resilience
Bruce Forsyth
Director, Global Application Eng. Cargill (USA)
Ad oggi, il Capacity Market richiede ai produttori di energia di ridurre al minimo l’indisponibilità delle unità di generazione. Allo stesso tempo, i tempi di consegna per l’approvvigionamento dei ricambi si sono notevolmente allungati. Di conseguenza, è necessario un cambiamento nella strategia di manutenzione: da un approccio correttivo a uno preventivo. Questo lavoro analizza l’impatto economico di un guasto al trasformatore elevatore della centrale elettrica di Sermide, evidenziando il ruolo cruciale dell’analisi dell’olio isolante nelle strategie di manutenzione preventiva. L’analisi dell’olio del trasformatore è uno strumento diagnostico fondamentale che, insieme alle prove elettriche, consente di rilevare precocemente il degrado dell’isolamento e altri difetti, riducendo significativamente il rischio di guasti improvvisi. Vengono proposte raccomandazioni strategiche per ottimizzare gli approcci di manutenzione, con l’obiettivo non solo di aumentare l’affidabilità del sistema e ridurre i tempi di fermo, ma anche di migliorare la sicurezza del personale, proteggere l’ambiente e massimizzare i risultati economici. Questo lavoro offre spunti preziosi per gli operatori del settore energetico e i decisori politici che cercano di bilanciare l’efficienza dei costi con la resilienza operativa in un contesto di mercato sempre più complesso.
Ad oggi, il Capacity Market richiede ai produttori di energia di ridurre al minimo l’indisponibilità delle unità di generazione. Allo stesso tempo, i tempi di consegna per l’approvvigionamento dei ricambi si sono notevolmente allungati. Di conseguenza, è necessario un cambiamento nella strategia di manutenzione: da un approccio correttivo a uno preventivo. Questo lavoro analizza l’impatto economico di un guasto al trasformatore elevatore della centrale elettrica di Sermide, evidenziando il ruolo cruciale dell’analisi dell’olio isolante nelle strategie di manutenzione preventiva. L’analisi dell’olio del trasformatore è uno strumento diagnostico fondamentale che, insieme alle prove elettriche, consente di rilevare precocemente il degrado dell’isolamento e altri difetti, riducendo significativamente il rischio di guasti improvvisi. Vengono proposte raccomandazioni strategiche per ottimizzare gli approcci di manutenzione, con l’obiettivo non solo di aumentare l’affidabilità del sistema e ridurre i tempi di fermo, ma anche di migliorare la sicurezza del personale, proteggere l’ambiente e massimizzare i risultati economici. Questo lavoro offre spunti preziosi per gli operatori del settore energetico e i decisori politici che cercano di bilanciare l’efficienza dei costi con la resilienza operativa in un contesto di mercato sempre più complesso.
#Asset # Risk #R&D
Giulia Frattini
I&C, Electrical maintenance manager – A2A Gencogas (Italy)
Obiettivo: Il degrado dell’isolamento solido a base di cellulosa rappresenta il principale fattore che limita la vita operativa dei trasformatori di potenza. Questa presentazione approfondisce due acceleranti chiave dell’invecchiamento — ossigeno e umidità — descrivendone i meccanismi di ingresso, l’impatto sulle prestazioni dielettriche e le implicazioni a lungo termine per l’affidabilità dell’asset.
Metodi: Presentiamo una strategia di mitigazione duale che comprende: (1) misure preventive tramite sistemi avanzati di preservazione dell’olio (ad esempio essiccatori autorigeneranti, barriere a membrana) e (2) diagnostica in tempo reale attraverso sensori integrati e algoritmi predittivi. Questi algoritmi stimano l’umidità nella carta (MIP), prevedono l’invecchiamento dell’isolamento e rilevano soglie critiche come la formazione di bolle e il calo della tensione di tenuta. Viene inoltre sottolineata l’importanza del monitoraggio diretto della temperatura degli avvolgimenti tramite sensori a fibra ottica, prerequisito per una modellazione termica accurata e una maggiore precisione algoritmica.
Risultati: Verranno presentati casi reali in cui l’applicazione combinata di queste strategie ha portato a miglioramenti misurabili nell’affidabilità del trasformatore, inclusa la riduzione del costo totale di proprietà e l’estensione della vita operativa.
Conclusioni: La combinazione di barriere fisiche e monitoraggio intelligente aumenta significativamente la resilienza dei trasformatori e supporta strategie di manutenzione basate sulle condizioni operative.
Obiettivo: Il degrado dell’isolamento solido a base di cellulosa rappresenta il principale fattore che limita la vita operativa dei trasformatori di potenza. Questa presentazione approfondisce due acceleranti chiave dell’invecchiamento — ossigeno e umidità — descrivendone i meccanismi di ingresso, l’impatto sulle prestazioni dielettriche e le implicazioni a lungo termine per l’affidabilità dell’asset.
Metodi: Presentiamo una strategia di mitigazione duale che comprende: (1) misure preventive tramite sistemi avanzati di preservazione dell’olio (ad esempio essiccatori autorigeneranti, barriere a membrana) e (2) diagnostica in tempo reale attraverso sensori integrati e algoritmi predittivi. Questi algoritmi stimano l’umidità nella carta (MIP), prevedono l’invecchiamento dell’isolamento e rilevano soglie critiche come la formazione di bolle e il calo della tensione di tenuta. Viene inoltre sottolineata l’importanza del monitoraggio diretto della temperatura degli avvolgimenti tramite sensori a fibra ottica, prerequisito per una modellazione termica accurata e una maggiore precisione algoritmica.
Risultati: Verranno presentati casi reali in cui l’applicazione combinata di queste strategie ha portato a miglioramenti misurabili nell’affidabilità del trasformatore, inclusa la riduzione del costo totale di proprietà e l’estensione della vita operativa.
Conclusioni: La combinazione di barriere fisiche e monitoraggio intelligente aumenta significativamente la resilienza dei trasformatori e supporta strategie di manutenzione basate sulle condizioni operative.
#Asset # Risk #Solution
Enrico Cenghialta
Service Manager – COMEM (Italy)
Fiorenzo Stevanato
Technical Consultant, COMEM (Italy)
L’analisi dei gas disciolti nell’olio di isolamento (DGA, Dissolved Gas Analysis) del macchinario elettrico di grande potenza, in alta tensione, rappresenta, da ormai lungo tempo, uno dei sistemi di diagnosi maggiormente diffusi ed affidabili. Lo scopo è prevenire guasti che possono anche danneggiare irrimediabilmente il macchinario rendendolo indisponibile. Questa analisi si basa sulla valutazione del contenuto in olio di alcuni gas idrocarburici, e non, a seguito della quale si possono diagnosticare preventivamente anomalie di natura dielettrica o termica ed appurare se una o entrambe le anomalie agiscono sull’isolamento organico (tipicamente di origine cellulosica). Il quadro diagnostico fornito dalla DGA, da solo, non è tuttavia sufficiente a pronunciare un esito definitivo ma è fondamentale nel guidare successive indagini di natura elettrica richiamando l’importanza della sinergia tra specialisti in chimica e specialisti in misure elettriche. L’articolo affronta un caso reale nel quale, a fronte di una presunta anomalia di natura termica portata in evidenza dalla DGA, vengono individuate una serie di misure elettriche volte a completare la diagnosi.
L’analisi dei gas disciolti nell’olio di isolamento (DGA, Dissolved Gas Analysis) del macchinario elettrico di grande potenza, in alta tensione, rappresenta, da ormai lungo tempo, uno dei sistemi di diagnosi maggiormente diffusi ed affidabili. Lo scopo è prevenire guasti che possono anche danneggiare irrimediabilmente il macchinario rendendolo indisponibile. Questa analisi si basa sulla valutazione del contenuto in olio di alcuni gas idrocarburici, e non, a seguito della quale si possono diagnosticare preventivamente anomalie di natura dielettrica o termica ed appurare se una o entrambe le anomalie agiscono sull’isolamento organico (tipicamente di origine cellulosica). Il quadro diagnostico fornito dalla DGA, da solo, non è tuttavia sufficiente a pronunciare un esito definitivo ma è fondamentale nel guidare successive indagini di natura elettrica richiamando l’importanza della sinergia tra specialisti in chimica e specialisti in misure elettriche. L’articolo affronta un caso reale nel quale, a fronte di una presunta anomalia di natura termica portata in evidenza dalla DGA, vengono individuate una serie di misure elettriche volte a completare la diagnosi.
#Asset #Risk #Solution
Claudio Serafino
Independent Consultant – ex Terna (Italy)
Giuseppe Inzirillo
Omicron (Italy)
In questa presentazione verranno illustrati i risultati raggiunti, ma anche le grandi sfide dei fluidi isolanti esistenti in vista dello sviluppo futuro della normazione. La compatibilità tra fluidi isolanti e materiali deve essere considerata sotto il profilo elettrico, termico, meccanico e chimico.
In questa presentazione verranno illustrati i risultati raggiunti, ma anche le grandi sfide dei fluidi isolanti esistenti in vista dello sviluppo futuro della normazione. La compatibilità tra fluidi isolanti e materiali deve essere considerata sotto il profilo elettrico, termico, meccanico e chimico.
#Asset #R&D #Solution
Ivanka Hoehlein
Lab manager – Siemens-Energy (Germany)
#Asset #Risk #Solutions #R&D
Fabrizio Ferrari
Senior advisor (Italy)
#Asset #Risk #R&D
Dr Jelena Lukic
Assist. dir. for science, innovations and technological development – NIkola Tesla Institute (Serbia)
Oggi, gli esteri dielettrici (naturali e sintetici) non sono più soltanto un’alternativa agli oli minerali, ma rappresentano una scelta primaria per i proprietari di trasformatori attenti all’azzeramento del rischio di incendio, al prolungamento della vita utile dell’apparecchiatura, alla compatibilità ambientale e alla sostenibilità. L’uso di trasformatori immersi in estere risale a qualche decennio fa, e l’esperienza in termini di monitoraggio e manutenzione è in rapido aumento, così come i test di compatibilità con i materiali costruttivi del trasformatore.
Oggi, gli esteri dielettrici (naturali e sintetici) non sono più soltanto un’alternativa agli oli minerali, ma rappresentano una scelta primaria per i proprietari di trasformatori attenti all’azzeramento del rischio di incendio, al prolungamento della vita utile dell’apparecchiatura, alla compatibilità ambientale e alla sostenibilità. L’uso di trasformatori immersi in estere risale a qualche decennio fa, e l’esperienza in termini di monitoraggio e manutenzione è in rapido aumento, così come i test di compatibilità con i materiali costruttivi del trasformatore.
#Asset #Sustainability #Solutions
Fabio Scatiggio
Senior Technical Advisor – A&A Fratelli Parodi (Italy)
#Asset #Solutions
Dr Bruce Pahlavanpour
Senior consultant – Ergon International (UK)
I trasformatori di potenza svolgono un ruolo cruciale nei sistemi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica, essendo sia costosi che strategicamente importanti. Il loro funzionamento efficiente e prolungato è essenziale per prevenire interruzioni di corrente a lungo termine. Con decine di migliaia di trasformatori nel mondo che si avvicinano alla fine della loro tipica vita utile di 30-40 anni, la questione del riciclo diventa rilevante. Sorprendentemente, circa il 95% dei materiali di un trasformatore di potenza potrebbe essere riciclato.
Riconoscendo l’importanza dell’economia circolare, la Commissione Europea ha adottato nel 2020 un piano per l’Economia Circolare, con l’obiettivo di passare da un modello lineare “prendi, produci, smaltisci” a uno circolare in cui i rifiuti diventano una nuova risorsa. Sebbene l’attenzione iniziale fosse rivolta all’efficienza energetica dei trasformatori, l’impatto dei materiali non è trascurabile. La prossima revisione del regolamento sull’eco-design dei trasformatori, prevista per il 2024, introdurrà nuovi requisiti in materia di efficienza dei materiali.
Questo intervento si concentrerà sullo sviluppo della ricerca sul retrofilling dei trasformatori con liquidi isolanti alternativi o riciclati. Questa tecnica si basa sulla sostituzione dell’olio minerale di un trasformatore in esercizio con un fluido biodegradabile e meno infiammabile. La procedura porterebbe a trasformatori più sicuri e più sostenibili dal punto di vista ambientale, e potrebbe consentire l’applicazione di carichi più elevati, rinviando la sostituzione degli apparecchi in servizio. Tuttavia, la tecnica non è stata ancora sufficientemente studiata: è necessario valutare l’impatto del retrofilling sul funzionamento del trasformatore e verificarne la fattibilità economica e tecnica.
I trasformatori di potenza svolgono un ruolo cruciale nei sistemi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica, essendo sia costosi che strategicamente importanti. Il loro funzionamento efficiente e prolungato è essenziale per prevenire interruzioni di corrente a lungo termine. Con decine di migliaia di trasformatori nel mondo che si avvicinano alla fine della loro tipica vita utile di 30-40 anni, la questione del riciclo diventa rilevante. Sorprendentemente, circa il 95% dei materiali di un trasformatore di potenza potrebbe essere riciclato.
Riconoscendo l’importanza dell’economia circolare, la Commissione Europea ha adottato nel 2020 un piano per l’Economia Circolare, con l’obiettivo di passare da un modello lineare “prendi, produci, smaltisci” a uno circolare in cui i rifiuti diventano una nuova risorsa. Sebbene l’attenzione iniziale fosse rivolta all’efficienza energetica dei trasformatori, l’impatto dei materiali non è trascurabile. La prossima revisione del regolamento sull’eco-design dei trasformatori, prevista per il 2024, introdurrà nuovi requisiti in materia di efficienza dei materiali.
Questo intervento si concentrerà sullo sviluppo della ricerca sul retrofilling dei trasformatori con liquidi isolanti alternativi o riciclati. Questa tecnica si basa sulla sostituzione dell’olio minerale di un trasformatore in esercizio con un fluido biodegradabile e meno infiammabile. La procedura porterebbe a trasformatori più sicuri e più sostenibili dal punto di vista ambientale, e potrebbe consentire l’applicazione di carichi più elevati, rinviando la sostituzione degli apparecchi in servizio. Tuttavia, la tecnica non è stata ancora sufficientemente studiata: è necessario valutare l’impatto del retrofilling sul funzionamento del trasformatore e verificarne la fattibilità economica e tecnica.
#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 #Risk #Solutions
Dr Tony McGrail
Solutions Director: Asset Management & Monitoring Technology – DOBLE Engineering (US)
MOWA Houda Cheikh El hacen
Electrical & Instrumentation Superintendent – Mauritanian Copper Mines (Mauritania)
#Asset #Risk #Solution
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
Un passo significativo verso una più ampia adozione della Risposta in Frequenza Dielettrica (DFR) per la valutazione dello stato dei passanti a gradiente di capacità è stata la pubblicazione della norma IEEE C57.12.200 nel 2022. Da allora, è stata acquisita ulteriore esperienza operativa.
L’esecuzione di prove DFR su passanti appena installati rappresenta una pratica consolidata e raccomandata, poiché consente valutazioni più accurate durante la vita utile dell’apparecchiatura. Tuttavia, è fondamentale tenere conto degli effetti di frangia, che si verificano a causa delle differenze nell’ambiente elettrico tra le prove effettuate in campo e quelle di routine in fabbrica previste dagli standard sui passanti.
Sebbene la norma IEEE C57.12.200 includa esempi di degrado dei passanti e relative tecniche di analisi, l’estesa applicazione della DFR sul campo ha permesso di acquisire ulteriori informazioni, applicabili sia ai modelli impregnati in olio (OIP) sia a quelli a secco (RIP, RIS). Tali evidenze sottolineano il valore delle prove a 1400 V, che si sono dimostrate più affidabili nella valutazione dello stato dei passanti rispetto ai test eseguiti a tensioni inferiori.
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)
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Interventi di vario genere
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- Tavoli tematici (Sessioni interattive in cui i partecipanti dialogano direttamente con esperti del settore su argomenti specifici)
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- Q&A session
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.
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
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.