Включенным (вращающимся, горячим) считается резерв мощности в недогруженных вращающихся агрегатах, а также в агрегатах со временем пуска, не превышающим нескольких минут. Методика и алгоритм выбора включенного резерва мощности ЭЭС со слабыми межсистемными связями на основе оценки надежности и ее оптимизации (при наличии соответствующих экономических характеристик) рассматриваются ниже [18, 24-27].
Считается, что включенный резерв необходим для обеспечения надежного электроснабжения потребителей при превышении фактической нагрузки над нагрузкой, соответствующей прогнозируемому графику (ошибка прогноза), и отказах генерирующих агрегатов, а именно тех, остановы которых не могут быть отложены до ближайшего провала в графике нагрузки, например, ночного. Кроме того, необходимость во включенном резерве может быть и при отказах нерезервированных линий электропередачи схем выдачи мощности станций и слабых межсистемных связей. Однако их влияние на целесообразную величину включенного резерва мощности представляется незначительным; отказами линий при выборе последнего можно пренебречь.
Заметим, что отказы генерирующих агрегатов всегда требуют замещения вырабатываемой ими мощности (энергии), а ошибка прогноза может привести как к увеличению выработки электроэнергии, так и к ее уменьшению.
Задачу выбора включенного резерва следует решать одновременно с выбором состава работающих агрегатов при краткосрочном планировании и оперативном диспетчерском управлении. Состав работающих агрегатов выбирается предварительно, исходя из минимума затрат на топливо. При этом агрегаты ГЭС всех циклов регулирования - суточного, сезонного (годичного) и многолетнего (включая ГАЭС) - вписываются в график нагрузки мощностью, соответствующей суточному расходу воды, полученному при долгосрочном планировании наполнения и сработки водохранилищ. Затем производится оценка надежности, и в случае, если она недостаточна, расчетный включенный резерв увеличивается сначала за счет дополнительного пуска агрегатов ТЭС, т. е. перевод агрегатов ТЭС из невключенного резерва во включенный, а потом при необходимости и за счет регулирования электропотребления (введения плановых режимных ограничений мощности предприятий в часы максимума нагрузки).
В расчетах целесообразно учитывать возможность увеличения выработки электроэнергии на ГЭС с сезонным регулированием при дефиците мощности в системе по отношению к планируемой, о которой говорилось выше, что должно быть учтено соответствующим увеличением располагаемой мощности ГЭС. Для ГЭС с многолетним регулированием при расчетах включенного резерва нужно исходить из полной располагаемой мощности станции, если планирование выработки ими электроэнергии произведено с учетом надежности обеспечения энергоресурсами.
Необходимый включенный резерв мощности ЭЭС определяют ежесуточно. Упреждение расчета по отношению к каждому расчетному часу составляет либо наибольшее время пуска агрегата, переводимого во включенный резерв, либо заблаговременность введения режимных ограничений.
Критерием оптимальности при определении включенного резерва может быть минимум затрат на топливо по системе Зт с учетом ущерба у потребителей из-за плановых режимных 
и диспетчерских
ограничений, вводимых при исчерпании реального резерва мощности в дефицитной части ЭЭС
для поддержания частоты и (или) предотвращения перегрузки межсистемных связей:
Рис. 3.11. Оптимальный расчетный включенный резерв мощности
Рис. 3.12. Функции распределения нагрузки, включенного резерва мощности и небаланса мощности
Очевидно, что оптимизация величины включенного резерва должна производиться для каждого часа зоны максимальных нагрузок, так как соответственно изменяется продолжительность работы запускаемых агрегатов, а следовательно, и удельные пусковые расходы (отнесенные к часу работы агрегата). По мере возрастания последних снижается оптимальная расчетная величина включенного резерва мощности (см. рис. 3.11).
В многоузловой расчетной схеме поузловые величины включенного резерва мощности, равные разности между располагаемой мощностью включенных агрегатов и генерируемой ими мощностью Рген (их нагрузкой)
(3.44)
зависят от пропускных способностей связей между узлами Ро, балансовых перетоков по ним и ограничений по располагаемой мощности в узлах Рвкл.
Рис. 3.13. Двухузловая система
Рис. 3.14. Зависимость включенного резерва мощности от пропускной способности межсистемной связи
Рис. 3.16. Влияние ограничений включенного резерва мощности на его оптимальные значения
Рис. 3.15. Влияние балансового перетока на оптимальные резервы мощности
Рис. 3.17. Девятиузловая схема ЕЭЭС бывшего СССР
Рассмотрим влияние указанных факторов на величины включенного резерва мощности на примере двухузловой системы. При этом предположим, что обе системы имеют одинаковые нагрузки Рн1=Рн2, составы и характеристики генерирующих агрегатов и связаны сетью с пропускной способностью Р12 (рис. 3.13).
Очевидно, что оптимальные величины расчетного включенного резерва мощности в узлах 1 и 2 рассматриваемой системы одинаковы, а увеличение пропускной способности связи приводит к их уменьшению (рис. 3.14). Балансовый переток из узла 1 в узел 2 в пределах от 0 до оптимального значения включенного резерва не требует изменения включенной мощности, а приводит лишь к перераспределению резерва (рис. 3.15).
Резерв в передающем узле уменьшается до 0, а в приемном увеличивается в 2 раза. При дальнейшем увеличении перетока резервы остаются постоянными, а включенные мощности должны соответственно увеличиваться и уменьшаться.
Это положение полностью справедливо для резервированных межсистемных связей, т. е. таких, в которых отказы отдельных линий электропередачи не приводят к нарушению устойчивости или к действию АПНУ. Однако его можно распространить и на случаи, когда устойчивость обеспечивается автоматикой, поскольку необходимость ее действия не зависит от величины включенных резервов мощности.
И, наконец, на рис. 3.16 показаны изменения резерва в случае ограничения на включенную мощность в узле 2. На рисунке видно, что R1=R2, пока разность Рвхл-Рн2 превышает оптимальный резерв. Затем R2 уменьшается, a R1 растет почти линейно до значения, равного пропускной способности связи между узлами. Далее R2 продолжает уменьшаться, a R1 расти, но уже менее интенсивно, так как его эффективность ограничивается пропускной способностью связи между узлами. При этом становится необходимым балансовый переток из узла 1 в узел 2. При дальнейшем снижении располагаемой мощности в узле 2 надежность электроснабжения его потребителей уменьшается настолько, что становится экономически целесообразным введение плановых ограничений Ρогр. При этом становится постоянным балансовый переток и перестает расти включенный резерв в первом узле.
Проведенный анализ свидетельствует о том, что оптимальная величина расчетного включенного резерва мощности в отдельных узлах сложной системы меняется в широких пределах, а следовательно, не может быть непосредственно пронормирована. Поэтому представляется необходимым производить выбор включенного резерва в реальном времени с периодичностью не более часа, пользуясь характеристиками конкретных агрегатов, целесообразность пуска которых проверяется.
Методика, алгоритм и программа для таких расчетов разработаны в СЭИ СО РАН. Используемый метод расчета математического ожидания недоотпуска электроэнергии описан в [25]. Результаты расчета для системы, структура которой показана на рис. 3.17, приведены в табл. 3.5. В расчете во всех ОЭЭС, кроме Сибири, принимались одинаковыми затраты на топливо, а в Сибири в 5 раз меньше, что весьма приближенно отражало использование в качестве включенного резерва агрегатов ГЭС. Балансовые перетоки мощности между ОЭЭС отсутствовали. Дискретность выбора резерва была принята равной 500 МВт.
