Le compensateur synchrone est un appareil utilisé dans le domaine industriel et des réseaux de distribution électrique. Il s'agit d'un moteur synchrone tournant à vide sur un réseau, non entrainé par une machine tournante. Il fournit alors de la puissance réactive au réseau, c’est-à-dire une charge capacitive, sans que les effets secondaires des bancs de condensateurs pour courant alternatif entrent en jeu.

En effet, il faut savoir que la plupart des moteurs dans une installation industrielle classique sont des moteurs asynchrones, eux-mêmes consommateurs de puissance réactive. Pour ne pas dégrader le facteur de puissance (cos φ) de l'installation électrique, on place alors ce compensateur synchrone, qui comme dit précédemment, n'est rien d'autre qu'un moteur synchrone qu'on surexcite.
https://fr.wikipedia.org/wiki/Compensateur_synchrone

3. Le réglage du réseau
La tension
Pour ce qui concerne la tension, il s’agit d’un problème essentiellement local (excitation des machines, compensation statique ou synchrone). Il faut limiter les transits de réactif dans le réseau. On admet des plages de variations de l’ordre de 5 à 10% selon le niveau de tension et le type de clientèle.
Pour ce qui concerne les machines, en exploitation, la tension d'un alternateur alimentant un réseau séparé doit être maintenue constante quels que soient le facteur de puissance et l'intensité du courant débité par le stator.
•Pour arriver à ce résultat, on augmente la force électromotrice interne en agissant sur le courant dans le rotor de l'alternateur appelé "courant d'excitation de l'alternateur ". Si on augmente ce courant, le champ produit par le rotor augmentera, il en résultera une augmentation de cette force électromotrice interne et par conséquent de la tension aux bornes. On obtiendrait le résultat inverse en diminuant le courant d'excitation.
Dans les centrales, ce réglage est obtenu automatiquement à l'aide de régulateurs de tension.
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Dans le cadre des services auxiliaires (ancillary services) le contrôle de la tension s’effectue en trois niveaux :
Primaire : décentralisé et automatique, les générateurs comme expliqué plus haut. (action en quelques secondes)
Secondaire : centralisé et automatique (fourni à la demande du TSO concerné) par contrôle de l’injection de puissance réactive dans la zone de réglage concernée.
Tertiaire : manuel et à la demande du TSO concerné. Injection d’énergie réactive avec possibilité de démarrage d’unités qui étaient à l’origine du problème.
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La fréquence
La fréquence (liée à la vitesse de rotation des alternateurs) est un problème intéressant l’ensemble d’un système électrique interconnecté. Tout déséquilibre entre la production et la consommation entraîne une variation de vitesse (déséquilibre entre le couple moteur fourni par la turbine et le couple résistant correspondant à la charge du réseau) et donc de fréquence. La fréquence doit être tenue dans une plage de +- 1 Hz.(risque pour les pompes, pertes transformateurs, synchronisation horloges, stabilité des machines, …)
Ce réglage concerne des « zones de réglage ». C'est-à-dire la plus petite partie du réseau dotée d’un système réglage fréquence puissance, une zone de réglage coïncide aujourd’hui généralement avec un pays. Une zone de réglage doit être capable de maintenir l’échange de puissance à la valeur programmée.
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Une réserve tournante (spinning reserve en anglais) (machine tournant à vide ou à charge réduite mais synchronisée sur le réseau et pouvant rapidement fournir la puissance active demandée) est la base de la philosophie du contrôle de la fréquence secondaire et tertiaire (elle doit pouvoir être activée par le TSO). Une machine individuelle ne peut évidemment reprendre rapidement une grosse variation de charge, la réserve tournante thermique est donc répartie sur de nombreuses machines par paquet de quelques MW.
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L’UCTE rassemble donc les TSO (Transmission system operators) de ces pays qui érigent des règles d’interconnexions car plus on s’étend plus les problèmes deviennent difficiles.
https://www.google.de/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd...

Le réglage primaire permet de revenir à un équilibre production-consommation. C’est la composante du réglage dont le temps de réponse est le plus court : la moitié de la réserve primaire doit pouvoir être mobilisée en moins de 15 s et la totalité en moins de 30 s.
Chaque groupe de production participant au réglage de fréquence dispose d’une marge propre de puissance disponible qui s’appelle la réserve primaire.
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Le but du réglage secondaire est double : résorber l’écart résiduel de fréquence induite par le réglage primaire et corriger les écarts de bilan des zones de réglage.
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Le réglage tertiaire intervient lorsque l’énergie réglante secondaire disponible est insuffisante. Contrairement aux réglages primaire et secondaire qui sont des automatismes, l’action du tertiaire est mise en œuvre manuellement. Elle se fonde sur un ensemble de contrats avec les producteurs plus ou moins contraignants en temps de réponse et en puissance requise. Le réglage tertiaire fait appel au mécanisme d’ajustement. Cette réserve supplémentaire d’énergie est dite rapide si elle peut être mobilisée en moins de 15 minutes ou complémentaire si elle est mobilisable en moins de 30 minutes.
https://fr.wikipedia.org/wiki/Stabilité_des_réseaux_électriq...

Overview
This document sets out how the Supplemental Balancing Reserve (SBR) service will be used in operational timescales, both for testing purposes and if called to balance the system if there is a lack of available capacity in the market. It sets out how the requirement to despatch SBR will be determined, how the volume of SBR to be despatched will be calculated, how any distortions to the market will be avoided, and how the cost of despatching the required volume of SBR will be minimised. The methodology defines how an optimal frequency of SBR testing will be determined and how SBR units will be despatched for testing.
Supplemental Balancing Reserve (SBR)
In our role as the National Electricity Transmission System Operator, National Grid Electricity Transmission plc procures various Balancing Services in order to balance supply and demand in real time and operate a secure electricity transmission system across Great Britain in accordance with our transmission licence obligations. The term System Operator used elsewhere in this document denotes National Grid Electricity Transmission plc.
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On a periodic basis prior to Gate Closure, we will calculate the System BMU requirement (Operational Requirement) to cover system demand and system response/reserve levels as the sum of Forecast Demand and our Operating Reserve requirements for each half hour period. The Operating Reserve requirements are made up of the following components:
• Contingency Reserve requirement – margin of plant maintained in a state to be capable of synchronising and delivering the output required to ensure demand and reserve requirements are met for any relevant time. This is set at a level to ensure that the Loss of Load Expectation is consistent across all timescales. The Contingency reserve requirement progressively decreases from Day Ahead timescales down to zero 4 hours ahead of real time;
• Wind Reserve requirement – reserves to manage negative error in wind generation output forecast;
• Regulating Reserve – requirement for synchronised plant and fast reserves to cover short-term imbalance in supply and demand, capable of delivering < 2 mins;
• Short Term Operating Reserve (STOR) – required to restore regulating/frequency reserves following the largest credible loss, capable of delivering in 20 mins; and
• Frequency Response – requirement for automatic generator response to manage real time imbalance in supply and demand and secure system frequency against the largest credible generation loss (capable of fully delivering from 10 seconds and sustainable for up to 30 minutes).
https://www.google.com/url?q=http://www2.nationalgrid.com/Wo...

More detailed information can be found under
https://www.entsoe.eu/about-entso-e/Pages/default.aspx and
http://www2.nationalgrid.com/uk/services/balancing-services/

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Note added at 1 day12 hrs (2017-05-13 20:00:13 GMT)
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As some pairs do still doubt about my search results, I had to search furher.

First two definitions:

• Generation Unit = A single registered BMU generation unit belonging to a Production Unit
• Production Unit = Production unit is a facility for generation of electricity made up of a single generation (BMU) unit or of an aggregation of generation units
https://www.google.com/url?q=http://www2.nationalgrid.com/Wo...

I checked the National Grid page for occurrences of a.m. terms, but found nothing in regard to any possible direct control of generation or production units by the National Grid.

Now to the French equivalent, the RTE:

Nos missions fondamentales sont d’assurer la qualité d’alimentation, la sûreté du système électrique et la performance économique. Cette gestion de la qualité d’alimentation implique de maîtriser au quotidien la circulation des flux électriques, les variations de production et de consommation (en se préparant notamment aux pointes). Les dispatchers de RTE ajustent la répartition de l’électricité sur le réseau, et assurent l’équilibre instantané entre l’offre et la demande. Ils surveillent l’état du trafic sur le réseau, préparent différents scénarios de répartition au cas où un ouvrage serait indisponible et anticipent pour se prémunir des conséquences des aléas. Ainsi, la finesse de nos prévisions est un élément clé pour la bonne marche de tout le système. Régulièrement actualisées, ces prévisions sont coordonnées avec celles des producteurs, qui nous font part de leurs programmes, ainsi que de leurs capacités à court, moyen et long terme. Nous sommes, en outre, en contact permanent avec nos homologues étrangers et disposons d’une vision instantanée des flux sur le réseau européen. Ces échanges contribuent à ajuster en temps réel les besoins des différents partenaires grâce à un système de liaisons transfrontalières
http://www.rte-france.com/fr/article/assurer-une-qualite-d-a...

Le système électrique français est exploité par des centres de conduite réseau : le centre national d’exploitation du système de RTE et 7 centres de conduite régionaux où chaque seconde, plus de 40 000 informations sont traitées.

Le centre national d’exploitation du système de RTE est responsable de l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité, de la maîtrise du plan de tension et des transits sur le réseau de 400 000 volts et de la gestion des échanges d’électricité entre la France et les pays voisins.

Les régions électriques, par le biais des centres de conduite régionaux, ont la responsabilité de la surveillance du réseau de 400 000 volts en appui du centre de conduite national, de la maîtrise du plan de tension et des transits sur les réseaux inférieurs à 400 000 volts (de 63 000 volts à 225 000 volts) et de la télécommande des postes haute tension.

Dans chacun des 7 centres de conduite régionaux, des équipes se relaient 24 h/24 et 7 j/7 pour veiller à l’équilibre production-consommation d’électricité au niveau de la zone concernée, en tenant compte des particularités locales. Les équipes de RTE ordonnent en temps réel les manœuvres nécessaires pour aiguiller l’électricité de manière optimale, quelle que soit la situation à laquelle elles peuvent être confrontées (incidents sur le réseau, aléas climatiques…). Les ordres sont soit télécommandés, soit transmis par téléphone (par le biais de lignes sécurisées) vers les postes de transformation électriques sur tout le territoire du réseau de RTE.

En cas d’apparition de perturbations sur le réseau, les centres de conduite des 7 régions électriques apportent leur soutien au centre de conduite national pour mettre en œuvre les dispositions conservatoires. Ces dispositions visent à maintenir l’intégrité du réseau de transport d’électricité et son fonctionnement habituel, ou à le reconstituer au plus vite après la mise hors tension d’un ou plusieurs ouvrages pouvant entraîner la mise hors tension d’autres ouvrages (effets en cascade).

En cas d’incident de grande ampleur, des actions, tant automatiques que manuelles, sont mises en œuvre pour éviter un écroulement total du réseau (black-out) et faciliter la reconstitution du système. Il s’agit alors d’actions de conduite exceptionnelles qui peuvent inclure le recours au délestage (interruption volontaire et maîtrise de l’alimentation en électricité de zones ponctuelles pour préserver l’intégrité globale du réseau de transport d’électricité).
http://www.rte-france.com/fr/article/orchestrer-l-offre-et-l...

L’électricité est une énergie vitale pour l’économie et les territoires, mais à grande échelle, elle ne se stocke pas. Pointe de consommation, incident sur une unité de production ou sur un ouvrage du réseau, ou encore fluctuation de production d’énergie renouvelable… Notre métier est d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande. Pour ce faire, nous nous appuyons sur notre connaissance des capacités et des besoins et déployons toute notre expertise afin de mettre en œuvre des leviers et préserver cet équilibre indispensable.
http://www.rte-france.com/fr/article/mettre-en-oeuvre-tous-l...

Encore, pas de mention sur la possibilité de diriger les unités de production directement soupçonné/suspecté par des pairs.