厂站的自动发电控制系统分为水电厂控制系统和火电厂控制系统两大类。在华东电网，水电厂一般采用全厂控制模式进行AGC控制；而火电厂则采取直接控制到机组的AGC控制模式。

　　一、全厂控制方式的厂站自动发电控制系统

　　全厂控制方式的厂站自动发电控制系统，一般在抽水蓄能电站或水电厂实现。其自动发电控制系统作为监控系统功能的一部分。整个控制系统由实时数据采集单元LCU，自动控制系统和控制执行单元等三部分组成。

　　数据测控单元主要对发电机组的实时数据进行定时采样，并向厂站监控系统广播方式发送采集到的实时数据。

　　自动控制系统接受来自主站的负荷（AGC）控制指令，或者手动给定的全厂总功率信号，按照经济原则或开停机优先次序，在确保系统安全的前提下，分配各机组之间的目标功率。

　　在条件允许的水电厂，机组功率的分配还需考虑水位和水流量特征，电站机组的台数和机组可调功率的范围，结合发电机组检修计划、持续运行时间等，将各种可能情况进行排列、组合，确定最优的机组组合台数、机组启停顺序及机组功率之间的最优分配。电厂优化计算方案，可以提高电厂经济运行水平。

　　自动控制系统还应随时检测机组的实际功率与主站目标值之间的功率偏差，考虑积分与微分环节，以达到最快速度响应主站的控制要求。

　　控制执行环节是在控制系统完成对每台机组的功率分配后，分别将机组的控制目标通过脉冲和模拟量方式发送到机组调速器装置，以达到控制机组的目的。

　　当给定功率与实际功率之差小于失灵区的设定值时，本次调节结束。

　　厂站自动控制系统结构框图如12-12。

　　二、单机方式的厂站自动发电控制系统

　　单机方式控制一般应用在火电机组上，与自动发电控制相关的火电机组控制设备为协调控制系统（CCS）。

　　协调控制系统通过锅炉主控BM和汽机主控TM，将锅炉与汽机作为一个整体进行控制，以响应主站的负荷变化要求，并保持主蒸汽压力的稳定。

　　来自主站的目标负荷指令和实际功率之间的功率偏差，设定主蒸汽压力与实际汽压之间的偏差，同时送入汽机调节器和锅炉调节器。

　　稳定情况下，功率偏差和汽压偏差为零时（小于设定死区），实际功率等于功率给定值，机前压力等于压力给定值。

　　如果功率偏差（N0–NE）为正时，此信号通过汽机调节器将调节阀门打开，来增加机组的实际功率，同时该信号作用到锅炉调节器，增加燃料量来增加蒸汽量。调节阀门的开大，相应引起机前压力的下降，引起正的压力偏差（P0–PE）。由于锅炉的燃烧有一定的时间延迟，正的压力偏差作用到锅炉调节器后，继续增加燃料量。压力信号到汽机调节器，则力图使汽机的压力恢复到正常的设定值，产生一个负的压力偏差。因此，正的功率偏差和负的压力偏差同时作用到调节器，使得调节器的阀门开大到一定程度后停止，但是，机组的实际功率仍未达到功率目标值。此时，由于锅炉的燃料量增加，主蒸汽压力逐渐恢复，压力偏差信号逐步减少，因此，汽机的调节阀门在正的功率偏差信号作用下，继续开大，提高机组的实际功率值，直到功率与汽压保持在给定值，机组达到新的稳定状态。

　　反之，负的功率偏差，其调节过程与此相反。

　　协调控制系统的框图见图12-13。

　　从结构框图可见，火电机组在适应电网的负荷波动过程中，协调控制方式允许汽压有一定的波动，以便充分利用锅炉的蓄热，使得机组能叫快响应电网的负荷要求。但由于蓄热量有限，利用负的压力偏差来适当限制调节阀门的动作，保持机前压力不致产生过大的偏差。

　　在整个调节过程中，火电机组响应负荷目标指令的时间，一般延迟1分钟左右，正常情况下，火电机组的调节速率，可达到0.6-1.5%额定容量/分钟。

　　为了确保火电机组的安全，协调控制系统还有一套完善的速率限制功能模块。