【Objetivo】As flutuações dos preços da eletricidade no mercado à vista afetam os custos operacionais das unidades a carvão; modelos existentes têm dificuldade em refletir em tempo hábil o impacto das variações de preço na economia operacional das unidades. 【Método】Com base em uma unidade a carvão de 1000 MW, foi construído um modelo de decisão multivariável que inclui nível de carga, características da fonte fria e flutuações de preços, propondo uma estratégia de otimização operacional do sistema de resfriamento direto que integra informações de preços horários, avaliando os esquemas ótimos de controle para diferentes estações. 【Resultados】Os resultados indicam que durante os períodos de preços baixos, aumentar adequadamente a pressão traseira do condensador e reduzir o número e velocidade das bombas de circulação ajuda a diminuir o consumo elétrico das bombas e aumenta os ganhos; durante períodos de altas temperaturas, alta carga e picos de preços, manter uma pressão traseira baixa para aumentar a saída da unidade pode aumentar os ganhos. A otimização da extremidade fria no inverno aumentou os ganhos em 5.670,13 yuans no período de preço baixo e em 242,08 yuans no pico, com um aumento diário total de 5.912,27 yuans; no verão, a otimização aumentou os ganhos em 2.861,69 yuans no período de preço baixo e em 2.226,76 yuans no pico, com um aumento diário de 5.088,46 yuans. 【Conclusão】Os resultados validam a viabilidade da otimização coordenada da extremidade fria considerando preços horários na programação flexível do sistema elétrico, fornecendo suporte técnico para a modernização inteligente e otimização operacional do sistema da extremidade fria.

sistema de resfriamento direto; otimização da extremidade fria; bomba de circulação; preços horários