【Objetivo】Las fluctuaciones en el precio de la electricidad en el mercado spot afectan el costo operativo de las unidades de carbón, y los modelos existentes tienen dificultades para reflejar a tiempo el impacto del cambio de precios en la economía operativa de la unidad. 【Método】Basado en una unidad de carbón de 1000 MW, se construyó un modelo de decisión multivariado que incluye el nivel de carga, las características de la fuente fría y las fluctuaciones del precio de la electricidad; se propuso una estrategia de optimización de la operación del sistema de enfriamiento directo que integra la información de precios por tiempo, evaluando esquemas óptimos de regulación en diferentes estaciones. 【Resultados】Los resultados muestran que durante los períodos de bajo precio, aumentar adecuadamente la presión trasera del condensador y reducir el número y la velocidad de las bombas de recirculación ayuda a disminuir el consumo eléctrico de las bombas y a aumentar los ingresos; durante temperaturas altas, alta carga y picos de precio, mantener una baja presión trasera para aumentar la salida de la unidad mejora los ingresos. La optimización del lado frío en invierno aumentó los ingresos en 5670.13 yuanes en períodos de bajo precio y 242.08 yuanes en períodos pico, con un incremento diario total de 5912.27 yuanes; la optimización de verano aumentó los ingresos en 2861.69 yuanes en períodos de bajo precio y 2226.76 yuanes en períodos pico, con un aumento total diario de 5088.46 yuanes. 【Conclusión】Los resultados confirman la factibilidad de la optimización colaborativa del lado frío considerando la tarificación por tiempo en la programación flexible del sistema eléctrico, proporcionando soporte técnico para la transformación inteligente y optimización operativa del sistema del lado frío.

Sistema de enfriamiento directo; optimización del lado frío; bomba de recirculación; tarificación por tiempo