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⾃动发电控制（AGC）的基本理论⾃动发电控制(AGC)的基本理论⾃动发电控(Automatic Generation Control)简称AGC ，作为现代电⽹控制的⼀项基本功能，它是通过控制发电机有功出⼒来跟踪电⼒系统的负荷变化，从⽽维持频率等于额定值，同时满⾜互联电⼒系统间按计划要求交换功率的⼀种控制技术。
它的投⼊将提⾼电⽹频率质量，提⾼经济效益和管理⽔平。
⾃动发电控制有四个基本⽬标：（1）使全系统的发电出⼒和负荷功率相匹配；（2）将电⼒系统的频率偏差调节到零，保持系统频率为额定值；（3）控制区域问联络线交换功率与计划值相等，实现各区域内有功功率的平衡；（4）在区域内各发电⼚间进⾏负荷的经济分配。
上述第⼀个⽬标与所有发电机的调速器有关，即与频率的⼀次调整有关。
第⼆和第三个⽬标与频率的⼆次调整有关，也称为负荷频率控制LFC(LoadFrequency Control)。
通常所说的AGC 是指前三项⽬标，包括第四项⽬标时，往往称为AGC 但DC(经济调度控制，即Economic Dispatching Control)，但也有把EDC 功能包括在AGC 功能之中的。
负荷频率控制通过对区域控制偏差(ACE)调整到正常区域或零来实现系统频率和⽹间的联络线交换功率的调整。
ACE 表达式如下：()()()[]S A T S A S A T T K f f B P P ACE -+---=10 (1．1) 试中：A P ,S P 分别表⽰实际、预定联络线线功率；A T 、S T 分别表⽰实际电钟时间和标准时间；A f 、S f 分别表⽰实际、预定系统频率；B 表⽰系统频率偏差系数；T K 表⽰电钟偏差系数。
联络线频率偏差控制⽅式，TBC(Tie Line Bias Control)，ACE 按上式形成；定频控制⽅式，。
CFC(Constant FrequencyControl)，ACE 不含(S A P P -)；定净交换功率控制⽅式CNIC(Constant Net Interchange Control)，ACE 不含(S A f f -)。
基于火电站设备性能提升优化AGC负荷响应指标随着电力需求的不断增长，火电站在电力系统中的地位日益重要。
为了满足电力系统对灵活性和可靠性的要求，提高火电站的设备性能和控制策略变得至关重要。
在这篇文章中，我们将探讨如何基于火电站设备性能的提升来优化自动发电控制（AGC）的负荷响应指标。
一、AGC负荷响应的重要性AGC是电力系统中的重要控制策略，它通过调整火电站的发电功率，以满足电力系统对供需平衡的要求。
在电力系统负荷波动较大的情况下，AGC的负荷响应能力对维持系统稳定至关重要。
负荷响应指标主要包括AGC响应速度、频率偏差、功率波动等。
二、火电站设备性能提升的策略1. 提高燃煤锅炉的燃烧效率燃煤锅炉是火电站的核心设备之一，其燃烧效率直接影响到发电效率和负荷响应性能。
通过优化燃煤锅炉的燃烧系统，如改进燃烧方式、优化煤粉配比等，可以提高燃烧效率，提升火电站的负荷响应能力。
2. 提高汽轮机的运行效率汽轮机是火电站的发电装置，其运行效率直接影响到火电站的发电效率和负荷响应能力。
通过优化汽轮机的叶片形状、改进汽轮机的传热和传质性能等手段，可以提高汽轮机的运行效率，增强火电站的负荷响应能力。
3. 完善调速系统调速系统是火电站控制发电机转速和负荷的关键系统，对于火电站的负荷响应能力起着至关重要的作用。
完善调速系统的设计和参数配置，提高系统的响应速度和稳定性，可以提升火电站的负荷响应能力。
三、基于提升设备性能的AGC负荷响应优化通过提升火电站的设备性能，可以有效优化AGC的负荷响应指标。
具体而言，可以通过以下方式实现：1. 预测负荷需求通过使用先进的负荷预测技术，准确预测电力系统的负荷需求，为AGC提供准确的参考信息。
这样可以有效减少频率偏差和功率波动，提高AGC的负荷响应性能。
2. 优化AGC控制策略基于火电站设备性能提升的信息，优化AGC的控制策略，使其更加适应火电站的特点和性能。
例如，可以根据火电站设备的燃烧效率和运行效率，调整AGC的功率调整速度和控制精度，以实现更好的负荷响应效果。
基于CPS标准的自动发电控制策略研究摘要：现代电网已发展成为多控制区域构成的互联系统，自动发电控制是实现互联电网频率及联络线功率控制的有效手段，而其控制策略决定了控制效果。
本文阐述了互联电网频率调整、自动发电控制的相关理论，选取“与频率偏差反号的AGC控制策略”、“基于频差预期的AGC控制策略”、“从其理论依据、作用机理和工作重点等方面进行分析，为控制区域制定更为有效合理的控制策略提供了可靠和有益的依据。
关键词：互联电网；CPS标准；自动发电控制；控制策略1 绪论1.1 课题研究的背景在稳态条件下，电力系统的频率全网一致。
也就是说系统内所有同步发电机产生交流电压的频率一致。
它是重要的电力系统运行参数，也是评价电能质量的重要指标。
维持整个电网频率相对恒定，保证频率的偏移不超越限值，净区域联络线潮流与计划尽量相等，是电力系统调度控制的重要目标之一。
现代电网是由多个控制区域共同构成的互联系统，在国内现有六个同步电网。
调控中心既要保持或提高电网中的频率质量，确保电网按预先计划的联络线交换功率运行，又要使区域运行最经济。
即达到以下目标：（1）使整个互联电力系统的发电机输出功率和总负荷功率匹配，维持电力系统频率；（2）在控制区域间合理分配发电功率，按计划进行区域间功率交换，实现区域内部功率平衡；（3）按负荷变化的周期性制定发电计划。
按发电计划调整机组出力，实现区域内各发电厂间在线经济负荷分配。
维持整个系统的发电功率和负荷功率平衡，及时进行有功功率、频率的调控，需要实时监控电力系统的频率。
当频率发生偏移时，调整发电机组的出力，使电力系统的有功功率再次平衡，频率也又回到标准值。
而自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）是实现上述目标的有效手段。
1.2 课题研究的必要性在电网频率调整的过程中，系统频率稳定是首要目标，而对于其中各个控制区域，发电及调整的成本更是不可忽视的因素。
发电机和配电系统自动控制原理一、引言发电机和配电系统在现代工业生产和日常生活中扮演着非常重要的角色。
为了保障电力系统的安全稳定运行和有效利用电能，发电机和配电系统必须具备自动控制功能。
本文将重点讨论发电机和配电系统的自动控制原理，探讨其设计与实现。
二、发电机自动控制原理1.发电机自动调压系统发电机自动调压系统是指根据负荷需求自动调节发电机的输出电压。
其原理是通过调节励磁电流来控制发电机的电压，使发电机输出的电压始终保持在额定值范围内。
常见的发电机自动调压系统有静态调压系统和动态调压系统两种。
静态调压系统通过调节励磁电流来实现稳态调压，而动态调压系统则能够根据负荷变化实时调节发电机的励磁电流，以确保输出电压的稳定性。
2.发电机自动同步系统发电机自动同步系统是指在并联运行多台发电机时，自动调节各发电机的相位和频率，使它们能够实现同步运行。
其原理是通过同步器和相位比较器来检测各发电机的输出电压波形，然后根据比较结果调节机组的励磁系统，以实现发电机的同步运行。
自动同步系统能够有效地提高并联运行发电机的稳定性，并减少人工操作的工作量。
3.发电机过载保护系统发电机过载保护系统是指通过监测发电机的电流和温度等参数，实时判断发电机的运行状态，并在发电机超载时自动切断负荷或提醒运维人员进行处理。
其原理是通过感应式或电流互感器等传感器实时监测发电机的负载情况，一旦发现发电机超载，自动向控制系统发出信号，控制系统根据预设的保护逻辑进行相应操作，保护发电机不受损坏。
三、配电系统自动控制原理1.配电系统自动切换系统配电系统自动切换系统是指在电源故障时自动切换到备用电源，以保障重要负荷正常供电。
其原理是通过主电源和备用电源的监测和比较，一旦发现主电源故障，自动切换系统能够快速地将负荷切换到备用电源上，并保持稳定的供电状态。
自动切换系统通常采用双电源自动切换开关和逻辑控制器等设备，能够在很短的时间内实现切换，保证负荷的连续供电。
储能 agc 控制策略
储能 AGC（自动发电控制）控制策略主要涉及以下几个方面：
1. 功率控制：AGC的主要任务是控制电网频率和联络线功率。
在控制区域内，AGC机组需要接收调度中心的实时AGC信号，自动调整机组的发电出力，以确保电网频率和联络线功率的稳定。
2. 负荷频率控制：根据电网的频率、联络线潮流及系统电钟时差，计算得到控制区的区域控制偏差（ACE），再经滤波得到平滑的区域控制偏差（SACE），最后根据调频资源的运行特性及AGC分配因子计算出各个机组的AGC调节功率值。
3. 经济调度：经济调度（ED）根据超短期的负荷预计及发电机组的运行工况，按照成本最小的原则计算出各个调频资源的基点功率和AGC分配因子，传送给负荷频率控制。
4. 储能系统控制：储能系统可以用于调频。
储能变流器DC-AC模块的控制主要有恒功率（PQ）控制、恒压恒频（V/F）控制、下垂（Droop）控制、虚拟同步机（VSG）控制等策略。
请注意，以上信息仅供参考，具体策略应根据实际工况进行选择和调整。
现代电气自动化控制策略现代电气自动化控制策略在工业生产中起着至关重要的作用。
随着科技的不断发展，电气自动化控制策略也在不断创新和改进。
本文将介绍几种常见的现代电气自动化控制策略，并分析其优势和应用场景。
一、PID控制策略PID控制策略是一种经典的控制方法，它通过比较实际输出值与期望输出值之间的差异，计算出控制器的输出信号，从而实现对被控对象的控制。
PID控制策略具有简单、稳定、可靠的特点，广泛应用于工业生产中的温度、压力、流量等参数的控制。
PID控制策略的优势在于其简单性和可调节性。
通过调节PID控制器的参数，可以实现对不同系统的精确控制。
然而，PID控制策略也存在一些局限性，比如对于非线性系统的控制效果不佳，容易受到外界干扰的影响。
二、模糊控制策略模糊控制策略是一种基于模糊逻辑的控制方法，它通过建立模糊规则库和模糊推理机制，将模糊的输入转化为模糊的输出，从而实现对被控对象的控制。
模糊控制策略适用于复杂、非线性的系统控制，如汽车驾驶、空调控制等。
模糊控制策略的优势在于其对于非线性系统的适应性强，能够处理模糊、不确定的输入和输出。
同时，模糊控制策略也存在一些问题，比如规则库的设计和模糊推理的计算量较大，需要较高的计算资源。
三、神经网络控制策略神经网络控制策略是一种基于人工神经网络的控制方法，它通过训练神经网络模型，将输入与输出之间的映射关系学习到，从而实现对被控对象的控制。
神经网络控制策略适用于复杂、非线性的系统控制，如机器人控制、飞行器控制等。
神经网络控制策略的优势在于其对于非线性系统的适应性强，能够处理大量的输入和输出数据。
同时，神经网络控制策略也存在一些问题，比如需要大量的训练数据和计算资源，训练过程较为复杂。
四、模型预测控制策略模型预测控制策略是一种基于数学模型的控制方法，它通过建立系统的数学模型，并预测未来一段时间内的系统行为，从而制定控制策略。
模型预测控制策略适用于需要预测和优化系统行为的控制场景，如能源管理、交通控制等。
电力系统中的频率控制策略与技术在现代社会，电力如同血液一般在工业、商业和日常生活的血管中流淌，支撑着整个社会的运转。
而电力系统中的频率，就像是这血液流动的节奏，稳定与否至关重要。
频率的稳定控制不仅关系到电力设备的正常运行，更直接影响着供电的质量和可靠性。
要理解电力系统中的频率控制，首先得明白频率是什么。
简单来说，电力系统的频率就是交流电每秒钟变化的周期数。
在我国，标准的电力系统频率是 50 赫兹（Hz）。
如果频率发生偏差，会带来一系列问题。
比如，频率过低可能导致电动机转速下降，影响生产效率；频率过高则可能使电气设备过载，缩短使用寿命甚至损坏。
那么，如何实现对电力系统频率的有效控制呢？这就涉及到一系列的策略和技术。
一种常见的策略是通过调整发电功率来维持频率稳定。
当电力系统中的负荷突然增加时，系统频率会有下降的趋势。
此时，发电侧需要迅速增加输出功率，以弥补负荷的增加，从而将频率拉回到正常水平。
反之，当负荷减少时，发电侧则要相应地降低功率输出。
为了实现这种快速而精准的功率调整，现代电力系统通常采用自动发电控制（AGC）技术。
AGC 系统能够实时监测系统频率和联络线功率，并根据预设的控制策略自动调整发电机组的出力。
在发电侧，不同类型的发电机组在频率控制中发挥着不同的作用。
例如，火力发电机组具有较大的惯性和较慢的响应速度，但能够提供稳定的基础功率。
而水力发电机组响应速度较快，可以在短时间内快速增加或减少出力，对频率的突变起到快速支撑作用。
近年来，随着新能源的快速发展，风电和光伏等可再生能源在电力系统中的占比逐渐提高。
然而，这些能源的出力具有较强的随机性和波动性，给频率控制带来了新的挑战。
为了应对这一问题，研究人员提出了多种解决方案，如采用储能系统来平滑新能源的出力波动，或者通过智能控制算法优化新能源电站的运行方式。
除了发电侧的调整，负荷侧管理在频率控制中也扮演着重要角色。
需求响应（DR）技术就是一种有效的负荷侧管理手段。
自动控制在电力系统中的应用自动控制是一种运用于电力系统中的重要技术，它能够对电力系统进行监测、控制和调节，以确保系统的可靠性、稳定性和经济性。
在电力系统中，自动控制系统被广泛应用于发电、输电和配电环节，以提高系统性能和运行效率。
一、发电自动控制在发电环节，自动控制系统主要用于火力发电厂、水力发电厂和核能发电厂等各类发电站的控制过程。
通过自动控制系统，发电厂能够实现对机组运行状态的监测和调控，最大限度地提高发电效率。
例如，在火力发电厂中，自动控制系统可以对锅炉、汽轮机和发电机等设备进行自动控制和调节，以确保设备的安全运行和提高燃煤利用率。
二、输电自动控制在输电环节，自动控制系统用于控制和调节电力输送和传输，以保证电网的稳定性和可靠性。
自动控制系统能够监测电网中的电压、电流和频率等参数，并根据实时数据进行控制和调节。
通过自动控制系统，可以实现对电力线路的自动开关操作、电压调节和电流限制等功能，以防止电力系统的过载和短路等故障。
三、配电自动控制在配电环节，自动控制系统用于实现对电力负荷和电力分配的自动控制和调节。
通过自动控制系统，可以根据不同的负荷需求，对电力进行精确的分配和调节。
同时，自动控制系统还能够监测和管理配电设备的运行状态，及时发现并处理故障，确保配电系统的安全运行。
四、自动控制系统的优势自动控制系统在电力系统中的应用具有诸多优势。
首先，它可以提高电力系统的稳定性和可靠性，通过智能化的控制和调节，减少人工操作的干扰和误差，提高系统的运行效率和响应速度。
其次，自动控制系统可以实现对电力设备的远程监控和操作，减少人员的工作强度和风险，并提高工作效率。
此外，自动控制系统还能够对电力系统的数据进行采集和分析，提供数据支持和决策依据，优化电力系统的运行策略和资源利用。
总之，自动控制在电力系统中的应用具有重要意义。
通过自动控制系统，能够提高发电效率、优化电力分配和节约能源资源。
随着技术的不断发展和创新，相信自动控制系统将在电力领域发挥更加重要的作用，推动电力系统的升级和智能化发展。
电力系统自动发电控制的控制策略确定电力系统自动发电控制（AGC）控制策略，是指在特定的电力系统中，如何选择本书第三章、第二节所论述的AGC控制方式。
自动发电控制（AGC）控制策略的优劣，对电力系统自动发电控制工作的开展、AGC控制的效率和效益有着重要的影响。
一.确定电力系统自动发电控制策略的原则确定电力系统自动发电控制（AGC）控制策略的原则是：必须符合电力系统本身的客观规律。
必须在电力系统允许的AGC控制模式中选择控制策略，否则，或不能有效地实现发电功率与负荷的平衡，达到控制电力系统频率的目的；或者会破坏电力系统的稳定运行。
必须与电力系统的调度管理体制相匹配。
AGC控制策略必须符合现行的电力系统调度管理体制，或者现行的电力系统调度管理体制与选定的AGC控制策略存在不一致的地方应是可以调整的，否则该控制策略是无法顺利推行的。
必须具备实施该控制策略的基本的技术条件。
发电厂、相应的控制中心、通信系统的技术条件能满足实施该控制策略的AGC控制、和控制性能评价的要求。
选择符合以上三个原则、经济上最优（即成本、或费用最低）的控制策略。
经济上需要考虑的主要因素是实施该控制策略的建设投资，和运行成本或费用；而实施该控制策略所需的AGC调节容量和调节速率的总和是决定上述经济因素的主要条件。
二.电力系统自动发电控制策略的基本模式（一）.集中的频率控制模式在一个独立的互联（交流互联）电力系统中，由一个控制中心直接控制系统内全部发电机组、或主要的发电机组，实现发电输出功率与负荷的平衡，其AGC控制方式应是集中的定频率（FFC）控制。
目前，只是在一些较小的独立电力系统中（如我国独立的省电力系统）采用这种控制策略。
（二）.分层的频率控制模式在一个独立的互联（交流互联）电力系统中，有一个控制中心负责整个电力系统频率控制的协调；但系统内的发电机组由数个分控制中心控制，各分控制中心所控制的地区之间联络线的潮流是允许自由流动的（无联络线交换计划）。
在这种情况下，AGC控制方式应是分层的定频率（FFC）控制，即由控制中心根据电力系统频率的变化，采用分层的AGC控制方法，向各分控制中心发出调节发电输出功率的指令，而由分控制中心执行对发电机组的控制。
分层AGC控制的具体方法有：1.通过法：控制中心在本身的EMS中计算出对所有参与AGC调节的发电机组的控制指令，并将其中对分控制中心控制下的机组的指令，发送给各分控制中心。
然后由分控制中心将指令发送给发电机组。
2.等值机法：控制中心将每个分控制中心控制下的参与AGC调节的发电机组容量作为一台等值发电机组看待，将AGC中计算出的对等值机组的控制指令发送给分控制中心。
然后由分控制中心经自身的AGC计算，进行再分配，并将控制指令发送给由其控制的发电机组。
（三）.分区控制模式在互联（交流互联）电力系统中，如分为若干个控制区运行，控制区之间的联络线潮流须按计划控制，在这样的电力系统中，应分控制区进行AGC控制，控制区之间的协调方式可以是：1.FFC-FTC方式：由一个控制区执行定频率控制，其余控制区执行定联络线功率控制。
2.FFC-TBC方式：由一个控制区执行定频率控制，其余控制区执行联络线偏差控制。
3.TBC-FTC方式：由部分控制区执行联络线偏差控制，其余控制区执行定联络线功率控制。
4.TBC-TBC方式：所有的控制区均执行联络线偏差控制。
在规模较大的控制区中也可以采用分层的控制方式，如分层的FTC控制、分层的TBC控制等。
三.实现各种自动发电控制策略的技术条件（一）.集中的频率控制模式所需的技术条件1.控制中心必须具备执行定频率控制的AGC功能。
2.该控制中心可直接控制的发电机组的可调容量和速率能满足调节整个电力系统频率的需要。
3.该控制中心与直接控制的发电厂之间必须具有良好的通信通道。
4.该控制中心必须能接收到所有被控机组的实时功率和状态信息。
5.被控制的发电厂必须具有接收该控制中心的AGC指令，并对发电机组进行控制的设备。
（二）.分层的频率控制模式所需的技术条件1.控制中心必须具备执行定频率控制的AGC功能。
2.各分控制中心必须具有按不同的分层控制方法接收控制中心的AGC 指令，并对发电厂进行控制的功能。
采用通过法进行控制的分控制中心的功能比较简单，仅需转发控制中心的AGC指令；而采用等值机法的进行控制的分控制中心的功能则比较复杂，需要完整的AGC功能。
采用通过法进行分层控制时，控制中心必须掌握所有被控机组的实时功率和状态信息；采用等值机法进行分层控制时，控制中心至少应掌握由各分控制中心控制的机组实时功率总和，而各分控制中心必须能接收到所有被控机组的实时功率和状态信息。
3.控制中心和分控制中心可控制的发电机组的可调容量和速率之总和能满足调节整个电力系统频率的需要。
4.控制中心与各分控制中心之间、各分控制中心与其直接控制的发电厂之间必须具有良好的通信通道。
5.被控制的发电厂必须具有接收控制中心或分控制中心的AGC指令，并对发电机组进行控制的设备。
6.分层控制的时间延迟，应不会影响电力系统频率控制的性能。
（三）.分区控制模式所需的技术条件1.各控制区的控制中心必须具备执行相应控制方式（FFC、TBC、FTC）的AGC功能。
2.各控制区的控制中心除需要掌握被控机组的实时功率和状态信息外，还需要掌握执行相应控制方式（FFC、TBC、FTC）所需的频率、联络线功率等信息。
3.各控制区可控制的发电机组的可调容量和速率能满足控制本控制区联络线偏差的需要。
4.规模较大的控制区可以采用分层控制的方法，控制区控制中心和各分控制中心应具备（二）.2.的技术条件。
5.控制中心与各分控制中心之间、各分控制中心与其直接控制的发电厂之间必须具有良好的通信通道。
6.被控制的发电厂必须具有接收控制中心或分控制中心的AGC指令，并对发电机组进行控制的设备。
例：华东电力系统的自动发电控制策略（一）.华东电力系统的调度管理体制华东电力系统自1988年起，按照“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”的改革方针，由原来集中统一的管理体制改为网、省（市）公司均为经济实体，分别独立核算，自主经营，自负盈亏的电力联合企业。
在电力系统调度管理上，按《华东联合电网调度管理若干问题的规定》，实行统一调度、分级管理。
在省（市）调严格按计划控制省（市）际联络线交换功率和电量的基础上，网调领导全系统频率调整工作。
根据文件的规定，华东网调的主要职责是：1.编制省（市）联络线交换功率、电量的日调度计划，下达日调度曲线。
2.通过调整省（市）联络线计划曲线实现全网经济调度。
3.统一指挥全网性的事故处理。
4.指挥全网频率调整工作。
各省（市）调的主要职责是：1.根据网调下达的联络线计划曲线，平衡、编制及下达本省（市）的发、用电负荷曲线，严格监视执行。
2.发现联络线送、受功率偏离计划时，应随时调整发电出力或用电负荷。
3.根据网调的要求调整系统频率和电压。
4.负责省（市）调管辖系统的事故处理。
5.在保证联络线调度曲线的前提下实施经济调度。
（二）.进行自动发电控制的技术条件1994年，华东电力系统在研究现行自动发电控制策略时所具备的技术条件是：1.全系统52台200Mw及以上的火力发电机组有35台配备了机炉协调控制装置（CCS），27台30Mw及以上的水力发电机组有24台配备了功率调节装置。
2.网、省（市）调度机构均已配备了EMS系统，具有AGC/EDC功能。
3.随着网、省（市）调EMS系统的建设，电网中主要发电厂大多配备了具有遥调功能的RTU，能接受来自网调或省（市）调的控制指令。
4.随着通信网架的发展，网调或省（市）调到主要发电厂已具备以数字微波为主的信息传输通道。
（三）.华东电力系统自动发电控制策略的方案比较与选择1.集中的频率控制：八十年代初，华东网调EMS系统建设时，华东电力系统自动发电控制的策略是按网调对系统内主要电厂直接控制调整频率来设计的，原计划到设计水平年（1995年），有17个电厂的41台水、火电机组可以投入华东网调的AGC运行，容量为10125Mw，占全系统总装机容量的35.8%。
到八十年代末，华东网调EMS系统建成时，由网调进行频率集中控制的信息系统方面的条件已基本具备。
但是，随着华东电网管理体制改革的发展，调度管理体制由原来集中的频率控制转变为网调控制频率、省（市）调严格按计划控制省（市）际联络线交换功率和电量的频率控制方法，如网调直接控制省（市）调度的电厂进行调频，必然影响省（市）调对省（市）际联络线交换功率和电量的控制。
因此，集中频率控制的自动发电控制策略无法继续推行。
2.分层的频率控制：华东电力系统进行分层频率控制的技术条件较好，到1994年，除安徽省调的EMS系统正在建设外，其他省（市）的EMS已建成投入运行；华东电力系统已建成网、省（市）调度机构之间的数据通信网；采用分层的频率控制可以对更多的发电机组实施控制。
但是，由于分层频率控制的策略同样要求省（市）之间联络线的潮流是允许自由流动的，因此，该控制策略同样与华东电力系统的调度管理体制存在冲突。
3.分区控制：由于调度管理体制的原因，分区控制是华东电力系统可行的自动发电控制策略。
根据以前的讨论，分区控制存在多种方式，需要从中选择最合适的一种方式。
1)FFC-FTC方式：即由华东网调控制直属电厂调节系统频率，省（市）调控制各自的电厂调节联络线净交换功率。
华东电力系统自1988年以来，在没有自动发电控制的情况下，人工调度实施的就是这种控制方式，因而，华东电力系统的自动发电控制策略采用采用FFC-FTC方式对现行控制方式改变最小。
但是，FFC-FTC控制方式的运用存在以下问题：由于在计算ACE时没有10B这一项的补偿，当某省（市）内发生扰动时，其他省（市）的ACE都会有较大的变化，促使其AGC动作，而且是朝不利于恢复电力系统频率的方向动作。
自动发电控制的原则规定，在一个互联电力系统中，至少应有一个控制区的控制方式能对调节系统频率起作用。
由于华东直属电厂的容量较小，在某些情况下（如水电机组满发、停机）会失去调频能力，在这种情况下，华东电力系统中将没有有一个控制区的控制方式能对调节系统频率起作用。
在FTC控制方式下，当所有的省（市）发用电偏差的方向相同（同时超用、或同时少用）时，有时会在频率偏离正常值的情况下，省（市）之间联络线净交换功率偏差接近于零。
从1988年至1994年，华东电力系统中发生这种情况的机率并不低。
发生这种情况，在人工调度的条件下，可以通过调度指令来进行控制；而在自动控制的条件下，则难以自动恢复系统频率了。
因而，华东电力系统如采用FFC-FTC控制方式，将不利于控制系统频率。
2)TBC-TBC方式：以华东直属和省（市）为五个控制区，各控制区均进行联络线频率偏差控制。
