Système de transmission flexible en courant alternatif

Principe de la compensation série

La puissance active dépend principalement de l'angle de transport

La puissance réactive dépend principalement de l'amplitude des tensions

En temps normal les lignes électriques sont chargées dans une fourchette allant de un tiers à la moitié de leur capacité maximale. En cas de surcharge, une ligne peut atteindre sa limite, elle déclenche alors en quelques secondes, ce qui entraîne la surcharge des lignes avoisinantes qui déclenchent à leur tour, on a alors des déclenchements en cascade qui conduisent à une coupure d'électricité généralisée. Les FACTS tentent d'équilibrer la charge entre les lignes pour prévenir cette situation. Si un défaut a malgré tout lieu, il tentera de rééquilibrer la charge entre les différentes lignes pour arrêter la cascade de déclenchements[1].

De plus, un meilleur équilibrage des charges (comprendre courant) entre lignes réduit les pertes[2]. Dit autrement, ils permettent d'éviter la formation de boucle de courant[3]. En effet, les pertes prennent essentiellement la forme de pertes Joule et sont donc proportionnelles au carré du courant, en diminuant le courant par un facteur 2, on réduit les pertes par 4.

Les puissances active P et réactive Q transportées dans une ligne électrique en courant alternatif s'expriment comme suit pour une ligne sans perte[4] :

${\displaystyle P={\frac {V_{1}\cdot V_{2}}{X}}\sin {\delta }}$

${\displaystyle Q={\frac {V_{1}\cdot (V_{1}-V_{2}\cos(\delta ))}{X}}}$

Où V₁ et V₂ sont les tensions aux bornes de la ligne, X la réactance de la ligne, et ${\displaystyle \delta }$ l'angle de transport, autrement dit le déphasage entre V₁ et V₂. Pour résumer, 3 paramètres sont importants : l'amplitude des tensions, l'angle de transport et l'impédance[5]. Pour les réseaux en courant alternatif, le contrôle lie la puissance active à la fréquence d'une part, et la puissance réactive au contrôle de la tension de l'autre[2].

Pour régler le transfert de puissance, on peut donc choisir de contrôler l'amplitude des tensions, la valeur de l'impédance ou l'angle de transport :

• Les condensateurs ou bobines montés en série permettent de changer la valeur de l'impédance. Les condensateurs série permettent de diminuer l'impédance des liaisons électriques et d'augmenter la puissance transmissible par ces liaisons (une liaison électrique haute-tension étant essentiellement inductive). D'une certaine manière, on peut dire qu'ils réduisent la longueur de la ligne[6]. À l'inverse, les inductances série augmentent l'impédance d'une liaison électrique, afin de mieux répartir les courants sur les différentes liaisons.
• Les condensateurs ou bobines montés en shunt permettent de changer l'amplitude de la tension en un point. En effet, les condensateurs shunts fournissent de la puissance réactive, et augmentent localement la tension du réseau. Tandis que les réactances shunt consomment de la puissance réactive, et diminuent la tension du réseau.
• Les déphasages créés par les UPFC ou les transformateurs déphaseurs influent sur l'angle de transport. Dans le cas, où plus de deux lignes sont en parallèle mais n'ont pas la même longueur « électrique », c'est-à-dire le même angle de transport, un réglage de ce dernier paramètre permet de rééquilibrer la charge[7]. Elle évite également les boucles de courant[8].

Dit autrement, les condensateurs et les bobines permettent au FACTS de fournir ou de consommer dynamiquement de la puissance réactive sur le réseau[9]. Ceci a pour effet d'augmenter ou de diminuer l'amplitude de la tension à son point de connexion, et par conséquent la puissance active maximale transmissible.

L'objectif est d'augmenter la capacité de transit de puissance en s'approchant des limites thermiques des lignes[2]. La mauvaise acceptation publique pour les lignes électriques, pour des raisons environnementales principalement, rend cet usage des FACTS de plus en plus répandu[10]. Il est bon toutefois de rappeler que le FACTS ne change pas cette limite thermique et ne peut donc augmenter indéfiniment la puissance électrique transportable d'une ligne électrique à haute tension. Les dispositifs FACTS ne remplacent donc pas la construction de nouvelles lignes. Ils sont un moyen de différer les investissements en permettant une utilisation plus efficace du réseau existant[2].

Les longues lignes ont tendance à avoir des surtensions à leurs extrémités en cas de faible charge, on parle d'effet Ferranti, et au contraire une faible tension en cas de forte charge. Pour maintenir une tension constante, ou du moins pour ne pas dépasser les limites imposées par la régulation, un FACTS monté en parallèle peut être intéressant[11].

La compensation est localisée dans des postes qui sont répartis à des endroits stratégiques sur la ligne. Puisque la compensation n'est pas répartie d'une façon uniforme, il est impossible de maintenir la tension à sa valeur nominale en tout point de la ligne. Il est donc important de bien sélectionner les endroits où la compensation shunt est installée pour éviter que la tension ne s'écarte trop de sa valeur nominale[2].

Si le SVC fonctionne en réglage de tension, le système de contrôle ajuste le courant dans le SVC de façon que courant et tension suivent une courbe caractéristique[2].

Dans le réseau, la génération d'électricité est assurée par des machines synchrones. Les défauts sur les lignes, les ouvertures et fermetures de sélecteur, les pannes de certains équipements peuvent faire osciller la puissance active des générateurs, concrètement les axes des générateurs se mettent à accélérer, d'autres à décélérer. Autrement dit, l'angle de transport se met à osciller. La capacité du réseau à retrouver son synchronisme, est appelée stabilité dynamique[12].

Les FACTS permettent de régler la tension et l'angle de transport rapidement et permettent ainsi d'amortir les oscillations de puissance active[9] et augmente ainsi la disponibilité et la fiabilité du réseau[9]. En mode transitoire, en cas de défaut, le temps de réaction doit être inférieur à 100 ms[1].

Les fournisseurs d'électricité doivent assurer une bonne qualité de la tension, cela veut dire une fréquence et un niveau de tension aussi constants que possible, une forme d'onde sinusoïdale et enfin une symétrie entre phases. Cependant le réseau peut subir les défauts suivants[2] :

• les creux de tension et coupures brèves. (Leur durée peut aller de 10 ms à plusieurs secondes) après court-circuit dans le réseau.
• les variations rapides de tension (flicker).
• les surtensions temporaires ou transitoires (durée inférieure à 1 seconde).
• les interruptions courtes ou coupure brève (de 1/2 cycle à 3 secondes).
• un déséquilibre de tension.

Ces défauts peuvent venir du réseau lui-même ou des clients, occasionnels, comme les orages, ou récurrents, comme le démarrage de machines industrielles tel un four à arc[2]. Les FACTS limitent les effets des défauts et des défaillances de l'équipement grâce à leur contrôle de tension par exemple[2].

Au niveau de la forme d'onde des filtres sont souvent associés aux FACTS afin de limiter les harmoniques environnants ou créés par l'installation elle-même. Voir paragraphe filtres.

Certains FACTS, comme les TCSR et les IPC, dans certaines configurations, peuvent également limiter le courant de court-circuit[11].

La compensation parallèle agit principalement sur la tension et en limite les oscillations[9]. Elle peut également limiter les oscillations de puissance active, mais est moins efficace dans ce rôle que la compensation série[22]. Elle fonctionne en source de courant[23]. Le choix de leur emplacement est déterminant[22].

• MSC (Mechanically Switched Capacitor) : condensateur commuté mécaniquement, parfois arrangé sous forme de filtre anti-harmonique. Permet de stabiliser la tension en cas de forte charge. (50 = MVAr = 500)[9]
• MSR (Mechanically Controlled Reactor) : inductance commutée mécaniquement. Permet de stabiliser la tension en cas de faible charge. (50 = MVAr = 500)[9]
• TSC (Thyristor-Switched Capacitor) : condensateur commuté par thyristors[16]. L’inductance d’atténuation présente en série, sert à limiter le courant en cas de fonctionnement anormal et à éviter la résonance avec le réseau à des fréquences particulières[2]. En pratique plusieurs capacités sont montées en parallèle, la connexion d'une ou plusieurs capacités de manière discrète permet de contrôler la valeur totale de la capacité connectée au réseau[10].
• TSR (Thyristor-Switched Reactor) : inductance commutée par thyristors[9].
• TCR (Thyristor-Controlled Reactor) : inductance contrôlée par thyristors[16]. Ainsi il ne consomme pas toujours l'intégralité de la puissance réactive possible.

Schéma équivalent d'un SVC[24]

Courbe V-I d'un SVC, lorsque la tension est basse le système envoie de la puissance réactive, dans le cas contraire en absorbe[9]

• SVC (Static VAR Compensator) : compensateur d'énergie réactive shunt, dit aussi CSPR (compensateur statique de puissance réactive) ou statocompensateur, combinent TCR, TSC, bancs de capacités fixes et filtres d'harmoniques, dont le premier modèle a été installé en 1979 en Afrique du Sud[16], est le plus répandu des FACTS. Ils se comportent comme une susceptance variable connectés en shunt au réseau[10]. Ils permettent à la fois d'augmenter et de diminuer la tension, répondant ainsi aux exigences en cas de faible et de forte charge (50 = MVAr = 1000)[9].

Les SVC ont un temps de réponse de l'ordre de 30 à 40 ms ce qui est beaucoup plus rapide que les interrupteurs mécaniques dont le temps de réponse est d'environ 100 à 150 ms[9]. Par ailleurs, les FACTS à interrupteurs mécaniques sont peu flexibles et leurs coûts de maintenance élevés[6].

• TCBR (Thyristor Controlled Braking Resistor) : Ce type de compensateur connecté en parallèle est utilisé pour améliorer la stabilité du réseau pendant la présence des perturbations[16].

• STATCOM (Static Compensator) ou SVG (Static VAR generator) : il sert à compenser l'énergie réactive dans la ligne, il est branché en shunt.

Il correspond basiquement en un circuit à courant continu, constitué dans sa plus simple forme par un condensateur, relié par l'électronique de puissance à la ligne. Cet ensemble se comporte comme une source de tension, en la réglant on peut contrôler l'échange de puissance réactive entre ligne et STATCOM. Ainsi, si la tension en sortie du STATCOM est plus élevée que celle de la ligne, le courant s'écoule dans la réactance vers la ligne apportant de la puissance réactive à celle-ci. La source de tension peut être à deux niveaux ou multi-niveaux. L'électronique de puissance peut être réalisée à l'aide de GTO, IGCT ou IGBT[25] - [26].

• 
  STATCOM en détail[25]
• 
  Schéma équivalent d'un STATCOM[25]
• 
  Le STATCOM peut régler sa tension V_T pour fournir ou absorber de la puissance réactive à la ligne. Il est capable de fournir son courant nominal, même lorsque la tension est presque nulle[27]

Un des avantages du STATCOM est de pouvoir fournir une quantité importante de puissance réactive même quand la tension du réseau est basse à l'inverse d'un SVC[28]. Son temps de réponse est également très faible[27].

• D-Statcom : idem mais pour les réseaux de distribution.

Exemples de FACTS pour compensation série

La compensation série agit principalement sur la réactance. Elle réduit ainsi le rapport de dépendance tension/charge, et peut influer sur la répartition de la charge entre différentes lignes[9]. Ses capacités d'amortissement des oscillations de puissance active sont bonnes[22]. Elle fonctionne comme une source de tension[23]. Le choix de leur emplacement n'est pas aussi sensible que dans le cas de compensation parallèle[22].

• FSC (Fixed Series capacity) est constitué d'une capacité qui peut être connecté ou non à la ligne. Influence la valeur de l'inductance de la ligne. Il permet aussi de limiter les résonances sous-synchrones[9].
• TCSR (Thyristor Controlled Serie Reactor) est constitué d'une bobine mis en série avec des thyristors, le tout mis en parallèle avec une autre bobine[2].

Schéma équivalent d'un TCSC[29]

• TCSC (Thyristor Controlled Serie Capacitor) est constitué d'un condensateur mis en parallèle avec des thyristors et une bobine en série. Leur contrôle permet de faire varier la longueur électrique de la ligne. La bobine en série avec les thyristors se comportent comme un TCR, mais comme l'impédance de la capacité est inférieure à celle de la ligne, les harmoniques ne se propagent que très peu dans le réseau[10].

SSSC en détail[31]

Schéma équivalent d'une compensation SSSC[31]

• TSSC (Thyristor Switched Serie Capacitor) est un TCSC qui ne peut être que connecté ou déconnecté.
• TSSR (Thyristor Switched Serie Reactor) est un TCSR qui ne peut fonctionner qu'avec un angle de retard de 90 ou 180°[2].
• TPFC (Thyristor Protected Series Capacitor) Fonctionne comme un FSC en influençant l'inductance de la ligne, à la différence qu'au lieu d'être protéger par des parafoudres, des thyristors sont utilisés pour shunter le courant en cas de besoin (QN = 401 MVAr)[9].
• SSSC (Static Synchronous Series Compensator) : compensateur série (réactances ou condensateurs). Ce type de compensateur série (Compensateur Synchrone Statique Série) est le plus important dispositif de cette famille. Il est constitué d'un onduleur triphasé, autrement dit une source de tension, couplé en série avec la ligne électrique à l'aide d'un transformateur, cela permet de faire varier la capacité ou l'impédance vues par la ligne. Le contrôle du déphasage entre cette source de tension et la tension de la ligne permet également d'influer sur le transit de puissance active. Mieux, si une source de puissance en courant continu est présente dans le SSSC, celui-ci peut compenser la résistance de la ligne, améliorant le ratio X/R ce qui augmente considérablement la puissance pouvant transiter sur la ligne. Ainsi un SSSC peut faire varier à la fois la puissance active et réactive indépendamment du courant traversant la ligne électrique contrairement aux FSC et TCSC[16] - [32].

Schéma d'un UPFC[33]

Schéma équivalent d'un UPFC[33]

Schéma d'un IPC[34]

Schéma équivalent d'un IPC[34]

• UPFC (Unified Power Flow Controller) ; Il permet d'influer indépendamment sur la tension, l'impédance et le déphasage. Il peut également limiter le courant de court-circuit[16]. Le principe de l'UPFC consiste à dériver une partie du courant circulant dans la ligne pour le réinjecter avec une phase appropriée. Le convertisseur 1, connecté en parallèle, a pour fonction de prélever la puissance active et de la délivrer au convertisseur série 2. Ce dernier génère une tension Upq contrôlée en amplitude et en phase, qui est insérée dans la ligne[2]. Il peut être comparé à un transformateur déphaseur pouvant de plus jouer sur la puissance réactive[35]. Les UPFC sont les FACTS les plus sophistiqués et également les plus chers[36].

• IPFC (Interline Power Flow Controller) ; Il a été proposé en 1998. Il utilise des convertisseurs DC-DC placés en série avec la ligne à compenser[16]. Concrètement, il est utilisé dans le cas de lignes multiples reliées à un même poste. L'IPFC est formé de plusieurs SSSC, chacun d'eux fournissant une compensation série à une ligne différente[2]. L'IPFC permet de transférer de la puissance active entre les lignes compensées pour égaliser les transits de puissances active et réactive sur les lignes ou pour décharger une ligne surchargée vers une autre moins chargée. Les tensions injectées possèdent une composante en quadrature et une composante en phase avec les courants respectifs des lignes. La composante en quadrature permet une compensation série indépendante dans chaque ligne, alors que la composante en phase définit le niveau de puissance active échangée avec les autres lignes. Sur la liaison continue, le bilan est toujours nul[2].
• IPC (Interphase Power Controller) Il s'agit d'un dispositif de contrôle qui est composé de deux impédances par phase: l'une inductive et l'autre capacitive, chacune étant directement liée à une unité de déphasage. Les valeurs de ces impédances sont élevées afin de limiter les courants en cas de court-circuit. De par sa conception, l'IPC a les aptitudes suivantes
  • le contrôle des flux de puissance active;
  • la limitation des courants de court-circuit;
  • le découplage des tensions entre deux nœuds, même en cas de défaut[2] - [37].

Équivalent d'un TCPST[38]

• TCPAR (Thyristor Controlled Phase Angle Regulator) ou TCPST (Thyristor Controlled phase-shifting transformer) ou SPS (Static Phase Shifters)[39] est un transformateur déphaseur dont le changeur de prises est réalisé à base de thyristors afin de lui permettre de répondre aux régimes transitoires. Les changeurs de prises mécaniques sont en effet trop lents pour cet usage. Il ne peut pas générer ou absorber de la puissance réactive mais peut la répartir entre les phases, c'est un des désavantages du système. Même si leur principe est clair, ce système reste pour l'instant à l'état de projet[40] - [16].

Schéma d'un VTF

• VFT (Variable frequency transformer) est un transformateur rotatif, il permet de connecter deux réseaux asynchrones entre eux. Ce faisant, il peut régler l'angle de transport[41]. C'est un transformateur triphasé à deux enroulements avec un secondaire tournant. General electric défend l'idée que ce système est très fiable et nécessite peu de maintenance à cause de sa faible complexité. En cas de défaut sur l'un des deux réseaux connectés, le transfert de puissance n'est pas interrompu. Il a pour défaut de consommer de la puissance réactive, il faut donc y ajouter des bancs de capacités. Par ailleurs, il n'est pas dynamique à cause de l'inertie de son axe[10].
• Transformateur Sen du nom de ses inventeurs, est un transformateur rotatif, il crée un impédance réglable en série sur la ligne, émulant ainsi soit une capacité, soit une inductance. Il permet également de régler l'angle de transport. Dispositif lent à la base, un changeur de prises à base de thyristor peut permettre, à la manière du TCPAR, de répondre aux phénomènes transitoires. Sinon un changeur de prises mécanique peut être construit[42].
• GUPFC (Generalized unified power flow controller) Consiste en deux convertisseurs : 1 monté en shunt, et deux montés en série sur deux lignes électriques différentes dans un poste électrique.

Il permet de contrôler la tension, ainsi que la puissance active et réactive transitant sur les deux lignes. La puissance active est échangée entre les convertisseurs séries et parallèle à l'aide d'un élément en courant continu commun[43].

Schéma d'une station HVDC bipolaire

Un HVDC dit « back to back » (littéralement: dos à dos, meilleure traduction: têtes-bêches), dont les deux extrémités sont sur le même lieu et qui ne comporte donc pas de ligne de transmission à courant continu, peut être assimilé à un FACTS, puisque son unique rôle est de commander le transit de puissance entre deux réseaux alternatifs. Dans ce cas, il peut être appelé GPFC (Grid Power flox controller)[44].

Ils peuvent être de deux types: soit à base de thyristors et donc commutés par les lignes, ce qu'on note « LCC » (line commutated converter), ils fonctionnent alors en source de courant ; soit à base d'IGBT et donc autocommutés, ils fonctionnent alors en source de tension d'où leur nom de « VSC » (voltage source converter). Ces derniers convertisseurs permettent de contrôler indépendamment la puissance active et réactive, qui sont corrélées respectivement à l'angle de transport et à la tension de la station[10].

Les systèmes de stockage temporaire d'énergie ne sont pas à proprement parler des FACTS, mais peuvent leur être combinés ou associés et participer à la qualité du réseau électrique :

• BESS (Battery Energy Storage System) : stockage d'énergie par batterie ; Généralement, les unités BESS sont relativement petites mais permettent un échange de puissance élevée. Leur capacité à ajuster rapidement la quantité d'énergie à fournir ou à absorber est utilisée pour la stabilité transitoire[2];
• SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage) : stockage d'énergie par inductance supraconductrice.

Schéma équivalent d'un transformateur déphaseur[38]

Représentation vectorielle des tensions dans un transformateur déphaseur[45]

Représentation vectorielle des tensions dans un QBT[45]

Le SMES sert principalement au contrôle dynamique des transits de puissance dans le réseau électrique[2].

• SCES (Super Capacitor Energy Storage) stockage d'énergie par supercondensateur ;
• KESS (Kinetic Energy Storage System) : stockage sous forme d'énergie cinétique ;
• CAES (Compressed Air Energy Storage) : stockage d'énergie par air comprimé.

Bien que très différents des FACTS par leur technologie, les transformateurs déphaseurs ont un rôle analogue aux FACTS : contrôler les transits d'énergie dans un réseau électrique. Il s'agit de transformateurs assez classiques, dont le rapport de transformation est voisin de 1, mais dont les tensions d'entrée et de sortie sont déphasées d'un angle en général réglable. Le contrôle de cet angle permet de modifier le transit de puissance[45]. Ils sont abréviés PST (phase-shifting transformer) ou PAR (Phase angle regulator) s'ils sont contrôlés par des thyristors TCPST[46].

Les quadrature booster transformers, QBT sont également des transformateurs déphaseurs, mais dont le fonctionnement est légèrement particulier. La tension qu'ils apportent, U_T, est en effet toujours orthogonale à la tension d'entrée : ${\displaystyle U_{2}=U_{1}+U_{T}}$[45].

Le choix du type de FACTS doit être effectué en fonction de la configuration du réseau, aucune conclusion générale ne peut être faite. On peut toutefois lister les forces des différents systèmes[22] :

En 2005, la puissance cumulée des FACTS installés dans le monde était d'environ 90 000 MVAR, répartie comme suit [20]:

Symbole d'un thyristor

Courbe caractéristique d'un thyristor en fonction du courant de gachette I_G

Les FACTS de première génération utilisent des thyristors qui servent à enclencher et à déclencher les composants servant à consommer ou à fournir de la puissance réactive, concrètement les bobines et les condensateurs. Les thyristors sont enclenchés avec un certain angle d'allumage a et conduisent alternativement sur une demi-période. On définit l'angle d'allumage a à partir du passage par zéro dans le sens positif de la tension aux bornes du thyristor à allumer. L'angle de conduction est l'angle pendant lequel les thyristors conduisent. Un thyristor se met à conduire quand un signal de gâchette lui est envoyé et la tension à ses bornes est positive. Il s'arrête de conduire lorsque le courant qui le traverse s'annule. On dit qu'ils sont commutés par les lignes, à la fréquence du réseau[2].

Afin d'amorcer les thyristors, la commande d'amorçage doit être transmise de manière simultanée à un grand nombre de composants situés à des potentiels différents. La liaison doit donc être isolée électriquement. Deux méthodes sont utilisées : optique (à base de fibres) et magnétique. La technologie optique pouvant amorcer directement ou indirectement les thyristors. Dans la méthode indirecte, l'électronique de commande située à basse tension envoie une information à l'électronique sous haute tension, qui fournit la puissance nécessaire à l'amorçage de la tension aux bornes du thyristor. La méthode directe par contre utilise l'énergie de l'impulsion optique pour amorcer le thyristor à amorçage lumineux[47] - [9].

Illustration de la modulation de largeur d'impulsion

Au niveau des caractéristiques les thyristors peuvent avoir à leurs bornes une tension allant jusqu'à 8 kV et peuvent conduire de manière continue un courant allant jusqu'à 4,2 kA[9].

Les GTO et les IGBT, contrairement aux thyristors, peuvent s'ouvrir et se fermer quand bon leur semble, ils sont totalement contrôlés. Les éléments qui peuvent se commuter permettent en général d'obtenir de meilleures performances, d'avoir un meilleur contrôle des paramètres[48]. Ils permettent en particulier de réaliser des sources de tensions alternatives à partir d'une source de tension continue comme une capacité[10].

Convertisseur à deux niveaux utilisé avec la modulation à largeur d'impulsion pour reproduire une sinusoïdale

Convertisseur multi-niveaux

Les GTO permettent d'atteindre une fréquence de commutation d'environ 1 kHz, les IGBT jusqu'à 10 kHz[10]. Un autre avantage des IGBT par rapport aux GTO est qu'ils peuvent régler la variation de courant et des tensions, respectivement di/dt et dv/dt, cela rend superflu l'ajout d'une bobine pour limiter la montée du courant[49].

Pour obtenir un courant nominal élevé un IGBT est constitué de plusieurs puces montées en parallèle dans le même assemblage. La diode de roue libre permet d'assurer le passage du courant en sens opposé et d'éviter l'apparition d'une tension opposée. Si un IGBT est défaillant, il faut le court-circuiter pour permettre le fonctionnement des IGBTs sains restants, pour cela un interrupteur, typiquement un thyristor, doit être monté en parallèle avec les modules[49].

Les IGBT génèrent des pertes qu'on peut diviser en 2 catégories : pertes par conduction, pertes par commutation. Ces dernières sont assez importantes, l'IGBT ayant à ses bornes à la fois une haute tension et un courant important lors de sa commutation[50].

Trois stratégies existent pour connecter et contrôler les GTO et IGBT, soit à deux niveaux avec modulation de largeur d'impulsion, soit à deux niveaux avec commutation à la fréquence du réseau, soit une construction en multi-niveaux[10]. La modulation à largeur d'impulsion permet de reproduire une tension de fondamentale sinusoïdale avec seulement deux niveaux discrets de tension, la fréquence de commutation est plus élevée que celle du réseau. Outre son haut niveau d'harmonique, cette méthode a le défaut d'entraîner de forte perte par commutation. Il existe également une technologie où les semiconducteurs sont ouverts ou fermés seulement une fois par cycle, les pertes de commutation sont alors moins élevées, mais le transformateur doit être adapté en conséquence.

Un transformateur est souvent présent entre la ligne et l'électronique de puissance afin d'abaisser la tension vu par ces derniers composants. Ainsi l'isolation électrique pour le système de refroidissement et entre la partie haute tension et la partie contrôle, en basse tension, est limitée et donc plus économique[32].

Un autre avantage des transformateurs triphasés est de permettre de filtrer la troisième harmonique si leur couplage est étoile-triangle. Pour les TCR la logique est poussée plus loin, en installant un transformateur étoile-étoile-triangle (YNyn0d5), les TCR sont connectés au secondaire et au tertiaire. Dans ce cas, si les charges sont équilibrées les harmoniques 5 et 7 sont également filtrées[10].

Les TCR sont caractérisés par une forte production d'harmoniques d'ordre 5, 7, 11 et 13[9].

Les TSC ne génèrent pas de distorsions[9] - [10]. Bien que les condensateurs commutés par thyristors ne produisent eux-mêmes pas d'harmoniques, on a installé des réactances afin d'éviter l'amplification des harmoniques existantes dans le réseau[2].

Les MCR peuvent causer des harmoniques si le réacteur a un noyau de fer et qu'il sature[10]. Les FACTS utilisant des technologies multi-niveaux à IGBT typiquement causent peu d'harmoniques[10] - [51].

Pour limiter ces harmoniques, ou celles venant de l'extérieur, des filtres passe-haut ou passe-bas sont installés pour les limiter. Ils sont connectés aux jeux de barres par l'intermédiaire de disjoncteurs[9].

Schéma-bloc d'une régulation en tension simple pour un STATCOM[62]

Le système de commande est une partie essentielle des FACTS. Les SVC peuvent selon le cas être contrôlés en tension, en puissance réactive (apportée à la ligne), en amortissement des oscillations de puissance[9], ou en puissance active (transitant dans la ligne)[21]. Les STATCOM peuvent soit être contrôlés en puissance active et réactive, soit en tension et angle de transport[21].

En cas de défaut et de risque d'oscillations de la puissance, la boucle d'amortissement peut prendre le relais de la boucle de tension. Cette boucle d'amortissement est également appelée stabilisateurs des systèmes de puissance (PSS en anglais)[27].

Détails du PSS

Schéma-bloc du PSS d'un STATCOM[63]

Le moyen le plus classique de réaliser un PSS utilise le principe du « Lead-lag controller ». La boucle d'amortissement des oscillations de puissance du STATCOM se compose d'un bloc avance-retard "Gpc" permettant d'obtenir la compensation de phase optimale, et d'un bloc de gain "KST" assurant l'amortissement désiré. Comme pour le PSS, un filtre passe-haut, nommé "wash-out" en anglais, assure que la boucle d'amortissement des oscillations de puissance ne réagisse pas aux variations normales de son signal d'entrée. Un filtre de type passe-bas accompagné éventuellement d'un limiteur peut aussi être utilisée pour atténuer le gain à haute fréquence (impact du bruit)[63].

U_{stabilisation} = K * Filtre passe bas * Filtre avance et retardⁿ * Filtre passe haut * signal entrée

Avec p la variable de Laplace et:

${\displaystyle Filtre,passebas={\frac {1}{1+A_{1}p+A_{2}p^{2}}}}$

${\displaystyle Filtre,avance/retard={\frac {1+pT_{1}}{1+pT_{2}}}}$

${\displaystyle Filtre,passehaut={\frac {pT_{w}}{1+pT_{w}}}}$

Dans le cas d'un UPFC on peut attribuer la commande d'un paramètre au STATCOM, par exemple la tension ou la puissance réactive, et un autre paramètre au SSSC, par exemple l'impédance de la ligne, la puissance active ou la compensation série[64]. Souvent le STATCOM commande la tension, le SSSC le flux de puissance, mais parfois une commande de la puissance réactive par le STATCOM et fixer une tension injectée fixe pour le SSSC s'avère plus approprié[63].

Quand de nombreux dispositifs FACTS sont connectés ensemble dans un réseau complexe, interconnecté, si la coordination entre eux n'est pas suffisante, des effets indésirables peuvent apparaître pour la stabilité du réseau. Il est possible de voir apparaître ou s'amplifier des phénomènes de résonance sous-synchrone par la présence d'éléments capacitifs et inductifs dans les réseaux. Ces interactions sont normalement plus complexes dans les réseaux comportant une compensation série puisque des interactions avec plusieurs types de modes peuvent apparaître. Leur gamme de fréquence est très étendue puisque la fréquence peut être de quelques hertz comme elle peut être proche de celle du synchronisme. Ces interactions peuvent être de plusieurs types : interactions "harmoniques", effet de résonances sous-synchrones, interactions torsionnelles sous-synchrones et interactions de régulation. Les oscillations électromécaniques dans les systèmes de puissance surviennent dans une gamme de fréquence variant de 0.2 à 2,5 Hz. Elles correspondent à un échange, entre machines, d'énergie stockée dans les masses tournantes, c'est-à-dire d'énergie cinétique[27].

Pour éviter ces problèmes, des méthodes de commande synchronisée sont développées. Parmi les candidats en plus des méthodes linéaires traditionnelles on trouve des algorithmes minimax, la méthode linéaire quadratique décentralisée ou la méthode LMI. Ces méthodes utilisent en général les modèles petits-signaux, c'est-à-dire qu'elles étudient les petites variations autour d'un point d'équilibre[27] - [63].

Les lignes à haute tension de grande longueur sont confrontées à deux problèmes : le premier est que leur angle de transport devient très important. Cela peut être problématique pour la stabilité des groupes de productions, de larges oscillations de puissance pouvant avoir lieu. Les FACTS sont alors utiles pour amortir ces oscillations. Ceux ayant des fonctions de déphasage permettent également de limiter l'angle de transport. Le second problème est lié au fait que les lignes électriques étant principalement inductive, elles consomment de la puissance réactive. Afin d'améliorer le transit de puissance, il est utile de placer un condensateur en série pour limiter cette impédance[65]. Un TCSC est très efficace pour limiter les oscillations de puissance comme sur la ligne liant le nord au sud du Brésil, qui a une longueur de 1 020 km et une tension de 500 kV[66].

Les fermes éoliennes sont parfois éloignées des centrales électriques, elles peuvent alors être raccordées à un réseau faible qui risque d'avoir des problèmes de stabilité en tension et en puissance de court-circuit à cause de ce nouveau raccordement. Pour éviter cela, les FACTS permettent de stabiliser le réseau[67] - [10].

Un des avantages des FACTS sur le plan environnemental est d'éviter la construction de ligne à haute tension, comme expliqué dans le paragraphe Contrôle du transit de puissance, et donc leurs nuissances[3].

L'introduction d'une capacité en série avec la ligne, qu'elle soit commutée mécaniquement ou par des thyristors, peut entraîner des résonances entre le FACTS et d'autres éléments du réseau. Celle étant la plus préoccupante est celle entre l'impédance de la ligne et la capacité pour des fréquences inférieures à la fréquence nominale du réseau. Cette résonance basse fréquence peut avoir pour conséquence de faire entrer en résonance des pièces mécaniques des générateurs des centrales et les endommager. On parle de résonance sous-synchrone[32].

Les SSSC n'ont pas ce problème à cause de l'inductance parasite introduite par leur transformateur[32].

Comme traité dans la partie filtres, certains FACTS sont des sources d'harmoniques, si le filtrage n'est pas efficace cela peut diminuer la qualité de l'électricité.

Les convertisseurs, les transformateurs, ainsi que leurs systèmes de refroidissement respectifs sont des sources de nuisances sonores. La construction en conteneur, la construction d'un caisson anti-bruit pour les transformateurs, des ventilateurs plus lents peuvent permettre de réduire cependant ce facteur.

La commutation des convertisseurs dans les FACTS est une source de pollution électromagnétique et d'interférences radio notamment[71].

Si des bobines sont présentes, un champ magnétique est créé. Pour éviter des phénomènes d'induction dans le métal et donc d'échauffements, les bobines ne peuvent être placées dans un bâtiment en béton armé.

Les FACTS contenant des transformateurs en possède également les risques environnementaux liés à l'huile. Pour éviter la contamination des nappes phréatiques[72] en cas de fuite, les normes électriques[73] imposent la présence de bacs de rétention sous les transformateurs.. Par ailleurs l'huile minérale peut conduire à l'explosion du transformateur en cas d'incendie[74].

• (en) Laszlo Gyugyi et Colin D. Schauder, « The unified flow controller: a new approach to power transmission control », transaction on power delivery, IEEE, vol. 10, n^o 2,‎ avril 1995 (lire en ligne, consulté le 6 mai 2013)
• (en) « Groupe B4 du CIGRÉ, responsable des questions liées à l'HVDC et aux FACTS » (consulté le 10 juin 2013)