Södersjukhuset (SÖS) är under om- och nybyggnationer där sjukhuset skall moderniseras och byggas ut för att bemöta kravet från den växande befolkningen. Med ett ökande behov av både primärvård och akutvård i Stockholm är SÖS en viktig del i planeringen med sin centrala position. I planen ingår möjligheter för en ny vårdbyggnad, en ny behandlingsbyggnad samt byggnader för teknisk försörjning. Byggnationerna beräknas vara färdigställda år 2018. Centralkylproduktion har temporärt ersättas med hyrkylaggregat i en containerlösning.   Efter om- och tillbyggnation kommer fjärrkyla att kopplas in och ersätta den nuvarande centralakylproduktionen, vilket kräver en bedömning av kylbehovet. I projektet har tre olika kylscenarion utvärderats. Det första kylscenariot omfattar det nuvarande kylbehovet på sjukhuset. Det andra kylscenariot omfattar de om-och nybyggnationer som planeras vara klara år 2018, och det tredje kylscenariot omfattar om- och tillbyggnationer efter år 2018. Dessa nya byggnader som tillkommer skapar förutsättningar för sjukhusets utökade uppdrag. By70, 72 och 74 är nybyggnationer medan By03, 04 och 27 är ombyggnationer där ett nytt storkök också är inkluderat. Bedömningen av kylbehovet skall användas som underlag vid inkoppling av fjärrkyla.   Det nuvarande kylscenariot har utvärderats från befintliga eldata på kylaggregaten från centralkylproduktionen och för de två andra kylscenarion har approximerat kylbehovstillägg efter om- och nybyggnation erhållits från Sweco. Nuvarande centralkylbehov uppgår till cirka 2,7 MW, för år 2018 bedöms den uppgå till cirka 5 MW och bedöms för scenariot efter år 2018 uppgå till cirka 7,2 MW. Det nuvarande centralkylenergibehovet uppgår till cirka 6 400 MWh/år och bedöms under år 2018 uppgå till cirka 11 100 MWh/år och bedöms uppgå till 12 500 MWh/år efter år 2018.   En utvärdering gällande prioritering för redundansinkoppling har genomförts där det är viktigt att SÖS förses med kyla året om, även vid störningar och/eller avbrott i fjärrkylanätet. Detta innebär att sjukhuset måste ha kylaggregat i redundans för att kylbehovet skall förses även vid inkoppling av fjärrkyla. Med hänsyn till valet mellan komfortabelt klimat för människor att vistas i eller välfungerande medicinsk utrustning på sjukhuset, anses välfungerande medicinsk utrustning vara prioriterat på sjukhuset. Därmed uppgår redundansen av procceskylbehovet under år 2018 och till 900 kW efter år 2018.   I projektet har en utvärdering gjort över huruvida vatten- eller luftkylda kondensorer skall användas år 2018 och i scenariot. Driftkostnaden för kylmedelkylarna år 2018 uppgår till 634 000 kr/år och kommer i scenariot efter år 2018 uppgå till 876 350 kr/år. För kondensorkylning via vatten från Årstaviken har hänsyn tagits till temperaturskillnader samt bakteriehalten. Det har genomförts utvärdering av driftkostnader för kondensorkylning via vatten från Årstaviken och dessa uppgår till 760 400 kr/år för 2018 respektive 997 600 kr/år för scenariot efter år 2018. / Södersjukhuset (SÖS) is under renovation and new construction where the hospital will be modernized and expanded to meet the demand of the growing population. With a growing need for both primary care and emergency care in Stockholm, SÖS is an important part in the planning because of its central position. The plan includes opportunities for a new hospital, a new treatment building and buildings for technical support. The buildings are expected to be completed in 2018. The cooling system is temporary replaced by rented chillers in a container solution.   After the renovation and new construction, district cooling will be switched in and will replace the current cooling system, which requires an assessment of the need for cooling. The project has three different cooling scenarios evaluated. The first cooling scenario covers the current cooling that the hospital is in need of. The second cooling scenario cover the constructions planned to be completed in 2018 and the third cooling scenario covers the renovation and new construction after 2018. These new buildings will create conditions for the hospital's extended mission. By70, 72 and 74 are new construction while By03, 04 and 27 are reconstructions where a new commercial kitchen also is included. The assessment of the need for cooling is to be used as the basis for the connection of district cooling.   The current cooling scenario has been evaluated by existing electrical data on chillers from existing cooling system, and for the remaining two scenarios approximated additional cooling requirements after renovation and new construction have obtained from Sweco. The current central cooling load amounts to approximately 2.7 MW and is expected to amount approximately 5 MW in 2018, furthermore the cooling load in the future scenario is expected to amounts to about 7.2 MW. The current central energy need amounts to approximately 6400 MWh/year and is expected to amount 11 100 MWh/year in 2018 and 12 500 MWh/year in the cooling scenario after 2018.   An evaluation of current priority for redundancy connection has been carried out where it is important that SÖS is provided with cooling all year round, even during disturbances and/or interruptions in the district cooling network. This means that the hospital must have chillers in redundancy because the cooling requirement must be provided even when the district cooling is interrupted. Given the choice between comfortable climates for people to stay in or properly functioning in medical equipment in the hospital, well-functioning medical equipment is considered to be prioritized in the hospital. The redundancy of process cooling in 2018 and in the scenario after 2018 will be 900 kW.   In the project, an evaluation is made for whether water or air-cooled condensers are to be used in the future scenario for the handling of excess heat. Operating costs for dry coolers in 2018 amounts to 634 000 SEK/year and will in the future scenario amount to 876 350 SEK/year. For condenser cooling through water from Årstaviken the differences in temperature and bacterial content have been taken into consideration. Evaluation of the operating costs for condenser cooling through water from Årstaviken have been made, and will amount to 760 400 SEK/year for 2018 and 997 600 SEK/year for the scenario after 2018.

Den här rapporten är gjord för ett kandidatexamensarbete på KTH inom programmet industriell ekonomi med inriktning mot energisystem och hållbar utveckling. Bakgrunden till studien är den ökning av andelen elektricitet i Sverige som genereras från förnybara energikällor, där lagstiftning och politiska mål kring utsläpp av växthusgaser har varit drivande faktorer. Vindkraft är en av dessa förnybara energikällor och produktionen av elektricitet från vindkraft har på senare tid ökat kraftigt i Sverige. Den ökade mängden vindkraft som ingår i det svenska energisystemet ställer ökade krav på regleringen av produktionen i elnätet då vindkraftens effekt varierar med vindhastigheten, den är intermittent. I dagsläget är det främst vattenkraften som används för reglering av vindkraften, men den är till största del utbyggd i norra Sverige och transmissionsbegränsningar i elnätet gör att dess förmåga att reglera elproduktion i södra Sverige är begränsad. Studiens mål är att svara på om det finns teknologier för lagring av energi som är lämpliga och ekonomiskt hållbara för användning i Sverige samt hur dagsläget för vindkraften ser ut i Sverige. En omfattande studie av de i dagsläget aktuella teknologierna för lagring av energi utförs. Sedan skapas en modell för hur två av dessa, tryckluftslagring samt pumpkraft, påverkar energisystemet i södra Sverige. Resultaten från litteraturstudien visar att för tryckluftslagring i Sverige saknas de geologiska förutsättningarna för lagring direkt i berggrunden. Men i bergrum inklädda i stålplåt, ursprungligen avsedda för lagring av naturgas, kan gas under högt tryck lagras vilket kan tillämpas för tryckluftslagring. För pumpkraften finns det förutsättningar för installation i framförallt befintliga dammar. Resultaten från modellen visar på att pumplagring är miljömässigt och ekonomisk möjlig att tillämpa medan tryckluftslagring i dagsläget varken är miljömässigt eller ekonomiskt lämplig för tillämpning i Sverige. / This report is made for a bachelor's degree thesis at KTH within the program Industrial Engineering and Management with a focus on Energy systems and Sustainable Development. The background to the study is the increase in the share of electricity in Sweden generated from renewable sources, where law and policy objectives concerning the emissions of greenhouse gases have been the driving factors. Wind energy is one of these renewable energy sources and the production of electricity from wind energy has over time increased sharply in Sweden. The increased amount of wind power as part of the Swedish energy system places increased demands on the regulation of production in the grid when wind power output varies with wind speed. In the current situation it is mainly water power that is used for the regulation of wind power, but it is mostly developed in northern Sweden and transmission constraints in the power grid mean that its ability to regulate energy production in southern Sweden is limited. The goal of the study is to give an answer to whether there are technologies for energy storage that are appropriate and economically viable for use in Sweden and the current situation of wind power in Sweden. A comprehensive study of the current technologies for energy storage is carried out. A subsequent model of how two of these, Compressed Air Energy Storage and pumped hydropower, affect the energy system in southern Sweden is created. The results from the literature show that for compressed air energy storage in Sweden the geological conditions are absent for storage directly in the bedrock. But in lined, underground rock caverns with steel lining gas can be stored under high pressure, a method that can be used for compressed air energy storage as well. For pumped hydropower there is particular potential for installation in existing dams. The results of the model indicate that pumped hydropower is environmentally and economical viable to apply while the compressed air storage in the current configuration is neither environmentally nor economically appropriate for application in Sweden.

En aktuell miljöfråga är huruvida kärnkraften har en plats i det svenska elsystemet efter katastrofen i Fukushima och beslutet om kärnkraftens stängning i Tyskland. Frågan är också om elsystemet i en nära framtid är redo för att introducera stora mängder förnyelsebar energi med nackdelarna som följer av detta. Den oförutsägbara produktionen hos vindkraften behöver kunna kompenseras av produktion hos andra energikällor.                                                                                                                                           “Forsmark - Ett måste för framtiden?” är en analys av påverkan att ersätta Forsmarks kärnkraftverk med vindkraft av motsvarande årsproduktion. För att besvara frågeställningen har rapporten utgått ifrån produktions- och förbrukningssiffror de senaste sju åren för att analysera den påverkan en stängning av Forsmark hade inneburit.   I rapporten har tre fall modellerats för att besvara frågeställningen. Först har produktionen i varje timme optimerats för att överensstämma med förbrukningen för att se mönster och trender över året. Efter det har produktion och förbrukning i de fyra svenska elområdena analyserats för att bestämma potentialen och begränsningar i det svenska stamnätet. Sist har en ekonomisk analys genomförts över kostnaderna att investera i vindkraft av olika slag jämfört med att ersätta Forsmark med nya reaktorer för att säkerställa energibalansen i framtiden.   Beräkningarna har visat att elnätet på senare år klarar av att ersätta Forsmarks 3278 MW installerad effekt med vindkraft med en årsproduktion i samma storleksordning, motsvarande 10563 MW installerad effekt. Modellerna har dock visat att stamnätet i dagens läge inte klarar av att hantera en stor utbyggnad av vindkraft utspritt över landet utan att bli överbelastat, och utbyggnad av snitt 2 med 1500 MW är vitalt för vindkraftens fortsatta expansion. Slutligen har studien visat att med dagens elpriser är nya investeringar i vindkraft och kärnkraft väldigt olönsamt och att det krävs högre elpriser, över 60 öre per kWh, för att investeringsviljan ska öka tillräckligt. / A current environmental question is whether nuclear energy has a place in the Swedish electrical system after the nuclear disaster in Fukushima and the following shut down of German nuclear reactors. The question is however about whether or not the electrical system is ready for an introduction of massive amounts of renewable energy with the drawbacks that follow.   “Forsmark - A must for the future?” is an analysis of the effect when replacing Forsmark nuclear power plant with wind power of the same annual power generation. To answer that issue the report have analysed the power production and consumption over the last seven years, to see what the closure of Forsmark would result in.   In the report three issues have been modelled to answer the question. Firstly, the production of each hour of each year have been optimized corresponding to the consumption to observe patterns and trends. Following that, the energy supply and use have been observed and analysed within four areas of fragmentation in the Swedish electrical power grid. This was done to analyse the potential and limitations of the national power grid. Lastly, an economic analysis regarding the cost of investing in new energy production, based on wind and nuclear energy, shows the possibility to guarantee the function and reliability of the electrical grid in the future.   The calculations have shown that the power grid in recent years is capable of dealing with the fluctuations within the wind power generation from 10563 MW installed capacity in favour of the installed capacity of 3278 MW in nuclear power. However, the model has shown that the national power grids transmission capacity is insufficient of dealing with the expansion of wind power in the boundary between the northern and middle part of Sweden and an expansion of 1500 MW of transmission capacity must be inaugurated into the national grid. Finally, the report has shown that with the current electricity prices, the incentives of investing in new power production plants is very low. Unless the price of electricity is close to 60 Swedish öre per kWh or above, there is no investment interest.

Norrenergi har fyra värmepumpar i sitt värmeverk i Solna. Värmepumparna använder spillvatten från Bromma reningsverk för att göra fjärrvärme att distribuera i Solna och Sundbyberg. Detta spillvatten leds in i en kanal där det sedan pumpas upp i värmepumparnas förångare. Spillvattnet pumpas först upp i värmepump 1. Det vatten som inte pumpas upp i första värmepumpen, pumpas upp i den andra värmepumpen om den är i drift. På vinterhalvåret är spillvattenflödet till kanalen begränsat och temperaturen kan vara lägre. Detta medför att spillvattnet in till värmepump 2 kan ha lägre temperatur på grund av att det delvis redan har passerat genom förångaren i värmepump 1. Syftet med detta arbete är att simulera denna anläggning och se hur en omfördelning av spillvattnet kan påverka den totala värmeeffekten ut från värmepump 1 och 2, samt att se om det går att köra värmepumparna med bättre ekonomi. Genom att ta fram värmepumpsspecifika ekvationer baserade på uppmätta data i anläggningen och bygga en modell i Excel, har dessa frågeställningar besvarats matematiskt. Resultatet visar att det inte är lönsamt att omfördela flödet genom att minska flödet in i värmepump 1 för att få en högre temperatur in i värmepump 2. Detta för att ett lägre flöde genom förångaren i värmepump 1 påverkar värmegenomgångstalet negativt, vilket i sin tur leder till en sämre värmeöverföring från spillvattnet till köldmediet. Det leder också till lägre förångningstryck i denna förångare vilket gör att risken för frysning ökar. För att säkerställa driften av både värmepump 1 och 2 bör istället effekten på värmepump 1 regleras ner för att nå en ingående spillvattentemperatur i värmepump 2 som är tillräckligt hög för att den ska kunna vara i drift. / Norrenergi has four heat pumps in their heating plant in Solna. These heat pumps use waste water from the Bromma sewage treatment plant as a heat source to produce district heating to distribute in Solna and Sundbyberg. This waste water is led into a duct where it is pumped through the evaporators of the heat pumps. The waste water is first pumped up into the first heating pump. The water that is not used in the first heat pump is passed by to be pumped up into the second heat pump, if it is in operation. In the winter months, the waste water flow into the duct is limited and the temperature can be lower. The consequence of this is that the waste water to heat pump 2 may have lower temperature, because it has already partially passed through the evaporator in heat pump 1. The aim of this study is to simulate this plant and investigate the possibility to optimize the distribution of the waste water to increase the total heating capacity of heat pump 1 and 2, and investigate if it is possible to operate the heat pumps with better economy. By developing heat pump specific equations based on measured data in the plant and build a model in Excel, these questions have been answered mathematically. The results of this study shows that it is not profitable to redistribute the waste water flow by reducing the flow into the evaporator of heat pump 1, to achieve a higher temperature of the water into heat pump 2. This is due to a lower flow through the evaporator in heat pump 1 affecting the overall heat transfer coefficient negatively, which in turn leads to a poorer heat transfer from the waste water to the refrigerant. It also results in a lower evaporation pressure within the evaporator of heat pump 1, which means the risk of freezing increases. To secure the operation of both heat pump 1 and 2, the heating capacity of heat pump 1 should be reduced to reach an incoming waste water temperature into heat pump 2 that is high enough to keep the second heat pump in operation.

I början av 2015 fanns 3 040 vindkraftverk installerade i Sverige med en installerad effekt på 5 359 MW. Prognosen är att under 2015 ytterligare installera 222 turbiner och utöka den installerade effekten till 6 037 MW. Elektrisk infrastruktur och nätanslutning representerar 14 % av investeringskostnaden för en vindkraftspark och det är viktigt att det interna elnätet är designat för att minimera kostnader vid installation och för överföringsförluster under parkens operativa livslängd. Beroende på geografiskt område, anslutande nät och storlek på vindkraftspark finns det olika möjligheter för anslutning och tariffalternativ. Olika tariffalternativ i förhållande till ägandeförhållanden, driftförluster och underhållskostnader har under studien visat sig ha en stor ekonomisk inverkan under vindkraftsparkers operativa livslängd. En modell har byggts i Excell med olika beräkningsverktyg för elektriska förluster, investeringskostnader, DoU kostnader samt tariffalternativ beroende på anslutning. För att testa modellens validitet har en fallstudie genomförts på tre vindkraftsparker av olika storlek och geografisk placering. Resultaten från fallstudien visar att förutsättningarna för de olika parkerna skiljer sig mycket. En av huvudslutsatserna är att för kanal- och punkttariff tas ingen hänsyn till förluster i detalj i tariffen som den inmatade energin orsakar i nätägarens ledningsnät förutom ett procentuellt påslag som görs på effektavgiften i tariffen. Det kan ses i resultaten att det är ofta mycket lönsamt att försöka erhålla punkttariff på grund av att den inte är avståndsberoende och att energiavgiften ofta är fördelaktig även fast överföringsförlusterna ökar. Detta gör att för vindkraftsparker där punkttariff skulle kunna erhållas finns ett stort ekonomiskt incitament att bygga ett internt ledningsnät med lägre spänningsnivå och ökade förluster för att kunna erhålla punkttariff. Gällande kanaltariff är den för varje anslutning individuell och varierar mycket beroende på villkoren för kanalen i ledningsägarens nät samt geografisk placering av parken.  För att kunna göra tillförlitliga beräkningar av kanaltariffer är det av stor vikt att ha en tidig dialog med nätägaren och skaffa sig gedigen kunskap om vad som ingår i nätbolagets antagna kanal som den producerade energin antas komma att använda av nätägarens nät. Detta för att i ett tidigt skede kunna göra en uppskattning för vilket tariffalternativ som kan bli mest lönsamt för parken. För kanaltariff finns det goda incitament för kraftbolaget att försöka hålla effektavgiften så låg som möjligt genom att göra en bedömning av hur mycket elektrisk infrastruktur som bör ägas internt samt vad konsekvenserna blir ekonomiskt men även gällande risk och interna resurser. En låg effektavgift innebär i elområde 3 & 4 att en producent kommer att krediteras i större utsträckning och i elområde 1 & 2 innebär det att den fasta årliga kostnaden minskar. Gällande kostnader för driftförluster och underhåll som beräknats i fallstudien kan det ses att kraftbolaget har lägre kostnader för transformatorstationer men ej för ledningar. En slutsats görs från fallstudien att utifrån de parametrar som har tagits i beaktning är det bättre för kraftbolaget att äga det interna elnätet och transformatorstationen, i de fall där det är möjligt. Exportkablar, på grund av de höga överföringsförlusterna är bättre att inte äga då mätpunkten kommer närmare parken och man får betalt för mer energi samt att förlusterna ej tas i beaktning i detalj i tariffen. Modellen anses fungerar som ett bra och överskådligt verktyg för att kunna jämföra ekonomisk inverkan för anslutningsalternativ, driftförluster, underhåll och möjliga tariffalternativ årligen och över en den operativa livslängden. I ett vindkraftsprojekt är det viktigt att i ett tidigt skede kunna bilda sig en uppfattning om projektets validitet för bedömning huruvida projektet är möjligt att genomföra. Den modell byggts under examensarbetet och som använts för analyserna i fallstudien bedöms kunna bidra till detta kunskaps- och beslutsunderlag.

Energy costs and environmental standards encouraged cement manufacturers worldwide to evaluate to what extent conventional fuels (Furnace oil, Coal and Petcock) can be replaced by alternative fuels in cement production, i.e. biomass or processed waste materials like sewage sludge, MSW (municipal solid waste), Refuse Derived Fuels (RDF), Tire Derived Fuel (TDF), Plastic Derived Fuel (PDF), Biomass Derived Fuels (BDF), meat and bone meal (MBM), etc.  High temperature of >1500 C, long residence times of up to 10 seconds and high turbulence in the cement kiln ensure complete destruction of organic constituents in the waste materials. The main benefits of using solid alternative fuels in cement kilns include enhanced energy recovery and conservation of non-renewable fossil fuels which in other words translates into an immediate reduction of greenhouse gas emissions related not only to conventional fuel mining and utilization but also helping the cement industry to clear its image of being among the most polluting and CO2 emitting industries. Most notably, a reduction in cement production costs is also expected.  Varying amounts of different alternative fuels have been studied in this thesis and referred to an actual cement plant in Ethiopia, located in the northern province of Mekelle. The availability of alternative fuels in the region has been estimated. Calculations have been performed for the comparison with the reference case for each alternative fuel option. Possible technical challenges in the combustion process and the supply feed chain as well as in the resource base have been identified. The environmental benefits for the reference plant and the impact on cement costs have been evaluated and discussed. The results show a clear advantage for alternative fuel utilization, both in terms of environmental parameters and also in production costs for the cement plant.

When developing a wind power project, it is necessary to have a lifetime perspective to make the most economically viable choices. This is particularly true when designing the internal electrical grid of the windfarm. Quite often, the impact of the losses is set aside and only the investment cost is considered. The objective of this thesis is to develop a model that can be used for any wind project to calculate the costs associated to the internal electrical grid over the lifetime. The model can take from one to ten wind distribution as an input, includes optimization tools to help dimensioning the grid, and gives information on the economic impact of these choices over the lifetime of the windfarm. Integrated in Excel, the model has shown satisfying results when compared to measured data with a difference under 5% and given interesting insights on the impact of the choice of voltage level and the dimensioning of the cables on the economy of the park, among others. The model includes additional features concerning the connection options and the connection tariffs, to give a complete overview of the electrical structure, but this aspect is part of another thesis performed simultaneously by Malin Sundberg.

No description available.

The thesis work aims at devising analytical thermodynamic model and numerical modeling of the compressor of a small gas turbine to be operated on producer gas with lower heating contents. The turbine will serve as a component of “EXPLORE-Biomass Based Polygeneration” project to meet the internal electrical power requirements of 2-5 KW. The gas turbine engine is of radial type (one stage radial compressor, one stage radial turbine). Small gas turbines give less electrical efficiencies especially when operated with lower heating contents fuels like producer gas. This necessitates for optimum designing of components of the entire machine. Detailed analytical thermodynamic modeling of the engine has been analyzed for both internally and externally fired gas turbine cycles. Efforts are put on optimum utilization of energy available in the cycle and to enhance the efficiency thereby including various components. Numerical modeling of compressor using CFX has been performed for both steady and unsteady states. First different mesh sizes have been investigated followed by study of RMS residual targets on the results. Compressor performance has been studied for various speed lines. Thereafter, detailed steady state and unsteady simulations are performed for various cases including compressor single blade passage, 360 degree complete compressor, compressor connected with straight inlet pipe and for the compressor connected with 90 degree bended pipe. The operating point of the entire engine is analyzed. The numerical results are compared with each other and then to the ones from the 1D modeling. A good agreement has been found between the numerical results. Compared to 1D modeling, CFD presents higher performance at higher mass flow rates. However, for lower mass flow rates both 1D model and CFD present a similar performance. / <p>This study was funded by Higher Education Commission (HEC) of Pakistan.</p>

The marine energy technologies (Wave Energy Converters, Tidal Energy Converters and floating wind turbines) are still at an early stage of development since no commercial array exists today. Their development has to face three main issues: the lack of feedback from the field, the great diversity of the existing technologies and the harsh marine environment. This thesis proposes a methodology and a support tool to assess the financial risks linked to a marine energy project based on the reliability of systems. The first part of the methodology is a reliability and maintainability assessment which is directly based on the classic FMECA (Failure Modes, Effects and Criticality Analysis) methodology. Then an Excel prediction tool was developed so as to assess the financial risks linked to a marine energy projects. This support tool is based on a Monte-Carlo method and relies on reliability data provided by the FMECA. The whole methodology developed is simple since no accurate data exists. Moreover, the support tool is designed so as to be adapted for a large variety of technologies and maintenance strategies. Finally, all the outputs of this support tool are quantitative. The main outputof the methodology is the LCOE (Levelized Cost Of Energy) since this value is a function of the CAPEX (CAPital EXpenditures), OPEX (OPerational EXpenditures) and the availability of the array. To prove the validity of the support tool, this one was tested on several existing WECs thanks to the input parameters provided by the developers. So as to keep the confidentiality of these data, it was decided to develop in this thesis one fictive example including two different WECs. In depth analysis and comparison of technologies are carried out: sensibility analysis on several parameters, optimization of the design for one technology (dry-mate connector Vs. wet-mate connector), optimization of the maintenance strategy for one technology. The strength of the methodology developed lies in the ability to really calculate both the OPEX and the availability of the array based on reliability data and without performing an exhaustive analysis of each system. However, the support tool is limited to 13 components per technology. So, if more components need to be taken into account, a functional analysis has to be done in order to gather components in functions. Moreover, because of the lack of data, the FMECA performed is simplified: failure rates are linked to components instead of failure modes.