随着全球化石油能源逐渐枯竭,可再生能源在各国能源战略中占据着越来越重要的地位。风能以其清洁,蕴藏量巨大,技术相对成熟等优势成为世界各国开发绿色能源的首选。2006来以来,我国的风电事业也进入了跨越式发展阶段。由于风能具有间歇性和随机性的特点,无形中给电力系统运行和调控带来了巨大挑战。由于风电出力的随机性和波动性,系统节点有功波动剧烈,大大加大了并网系统频率控制的难度。本文是基于长过程动态仿真程序的自动发电控制(AGC)模型,该模型主要针对一次、二次调频相关的调速器、自动发电控制(AGC)控制的锅炉、汽机、水机等实测参数变化,由自动发电控制(AGC)调控和常规机组爬坡速度约束,随着风电出力波动,通过控制其他可调机组的出力,达到控制风电接入电网对频率的要求。根据西北某区域电网的实际结构,选取西北某区域电网2011年冬季基础大方式作为算例,其中西北某区域电网各个区之间采用TBC-TBC模式(即联络线功率及频率偏差控制模式),设置了一个两区域自动发电控制(简称AGC)模型,区域1为A省电网,区域2由B省电网、C省电网、D省电网及E省电网组成,检测区域控制偏差(ACE)信号的联络线为A省与邻近四省的省间联络线,研究A省某风电基地的风电出力较严重波动情况、西北某区域电网的自动发电控制(AGC)方案及控制策略,重点仿真研究了自动发电控制(AGC)电厂及调频容量的确定；自动发电控制(AGC)基本方案的计算分析；有无自动发电控制(AGC)调控的比对分析；与风电场有功控制的协调等方面内容。根据仿真结果分析西北某区域电网长时间尺度大规模风电接入时自动发电控制(AGC)平抑频率波动的效果。仿真结果表明,如果大规模风电接入的电网构建合适的AGC控制将能够有效抑制风电引发的有功平衡以及频率波动。