在中国，电力系统中期发展规划也称为电力系统设计。其任务是根据规划地区的国民经济及社会发展目标、电力需求水平及负荷特性、电力流向、发电能源资源开发条件、节能分析、环境和社会影响等，提出规划水平年电源和电网布局、结构和建设项目，并对建设资金、电价水平、设备、燃料及运输等进行测算和分析。其内容包括电力需求预测，动力资源开发，电源发展规划，电力网发展规划，环境及社会影响分析以及对建设资金、电价水平进行测算和分析等。电力系统中期发展规划是电力项目开展设计工作，如发电厂设计、变电站设计、电力系统继电保护与安全自动装置设计、电力系统通信设计、电力系统调度自动化设计的依据。在规划中要提出电力系统地理接线图、单线接线图和逐年工程建设项目表。电力系统中期发展规划是在电力系统长期发展规划的基础上进行的，受电力系统长期发展规划约束和指导。以往，电力系统中期发展规划的时间为3～5年，有时展望到7～10年。由于规划年限的长短与系统的规模和电力系统所在地区的国民经济发展计划的年限有关，而且大型工程从立项到建成需时较长，故各国电力系统中期发展规划的时间多为5～15年。每年滚动修正一次。中国电力系统中期发展规划，往往配合国民经济和社会发展五年计划或十年规划，规划期为5～15年。

根据电力系统所在地区的国民经济发展计划和用户的未来生产建设发展规划测算未来负荷的发展值。它是发、输、配电建设计划和经济分析的基础。预测内容包括：①负荷数值。包括逐年冬季和夏季的最大和最小负荷以及年需电量。②负荷特性。包括代表日、年和年持续负荷曲线，冬季、夏季日负荷率，日最小负荷率和月不均衡率。③各分地区负荷。由于负荷预测的不确定性，因此还要考虑不同的负荷水平对电源及电力系统规划的影响，即要进行敏感性分析。

电力负荷水平反映国民经济和社会发展的水平，因此预测负荷时，首先要调查国民经济发展，研究发展规律，核定负荷预测值。负荷预测方法有用电单耗法、时间序列法、回归分析法和电力弹性系数法等。

研究5～15年动力资源的开发利用，落实规划期内可能的一次能源供应量，以满足电力负荷的需要。中国能源资源和用电负荷的分布见图1。中期发展规划要根据国家的能源政策和本地区动力资源的特点，以及购进能源的可能，来分析研究煤炭、水力、石油、天然气和核能以及新能源的供应量，做到燃煤供应可靠，水电开发项目落实，石油、天然气和核能供应计划明确。如果地区动力资源有几种可能的供应方案，则应进行分析比较，从中选优，以达到既满足能源的需求又合理使用动力资源的目的。

研究5～15年的电源建设安排，提出电源建设的项目、容量和建设进度。内容包括：①发电总容量安排。②备用容量的确定。③发电容量构成和功能分析。

发电总容量由满足系统最大发电负荷需要的工作容量和系统备用容量两部分组成，是根据预测的电力负荷进行电力平衡后加以确定的。在进行电力平衡时，要扣除水电厂和火电厂的受阻容量以及水电厂的空闲容量和老电厂的退役容量。电力系统中期发展规划还需要进行电量平衡，当电力系统有水电厂时，要对不同代表性水文年（除枯水年、平水年外，还有丰水年和特枯水年）进行电力、电量平衡。通过这些平衡，对水电厂、火电厂的装机容量和建设进度提出补充修正。

当电力系统中发电机组突然发生故障，或机组计划检修退出运行时，电力系统仍要保证正常供电所需的容量。备用容量由负荷备用容量、事故备用容量和检修备用容量三部分组成。确定备用容量的传统方法是百分率定量法。负荷备用容量一般为最大发电负荷的2%～5%。事故备用容量按不小于系统最大发电负荷的10%左右确定，但不小于系统内一台最大机组容量，有的系统按不小于系统一台最大机组容量加上一台中等大小机组容量来确定。检修备用容量一般应结合系统负荷特点、水火电比重、设备质量、检修水平等情况确定，一般为最大发电负荷的8%～15%。

发电厂按所用能源种类来分，有水电厂、火电厂（燃煤、油或天然气）、核电厂和风电场等。电力系统中期发展规划要根据地区能源资源特点，通过技术经济比较，来确定各类能源最经济的开发方案，选择发电容量的合理构成。20世纪60年代以来，各国相继开发了一些电源优化数学模型，这些模型大都能对电力系统扩建中的电源做出优化定量分析。但由于有的模型属于单节点电源规划，没有考虑电源和负荷地理分布因素，有的没有充分考虑水电的水文特性，有的没有包括发电新技术的经济评价等，因此，这些模型仍待进一步完善。

中期发展规划除了根据所选择的发电容量构成安排各类电厂外，还要根据各类电源运行特点和电力系统负荷特性，来划分各电厂在日负荷曲线上的工作位置，然后依此来选择各类电厂的规模、单机容量和主设备技术参数。若按电厂在日负荷曲线上承担的功能来分类，有基荷电厂、腰荷电厂和峰荷电厂。一般基荷电厂的年利用小时数为5000小时以上，腰荷电厂为3000～5000小时，峰荷电厂为3000小时以下。由于电力系统的调峰问题日益突出，对调峰问题需专门研究。

①水电厂。按水电厂水库调节性能可划分为径流式水电厂、调节式水电厂（有日调节、周调节、年调节和多年调节）和抽水蓄能式水电厂。径流式水电厂只能担任基荷；调节式水电厂可以担任腰荷和峰荷，可以作为备用容量；抽水蓄能式水电厂主要用于峰荷，起移峰填谷和短时备用容量作用。由于水电机组启停迅速，在系统规划中应力求以水电承担调峰任务。同时水电厂除有发电效益外，还有其他综合效益，因此，中期发展规划要按照河流水电规划的要求来开发水电并力求按流域进行梯级连续开发。

②火电厂。可以担任系统的基荷、腰荷和峰荷。火电机组调峰能力随机组设计性能不同而异。一般按基荷设计的普通机组，其调峰能力仅为其额定容量的20%～30%，如以这类机组进行起停调峰，对机组寿命也有影响。而按调峰设计的火电调峰机组，其调峰能力可达其额定容量的60%～70%，但造价较高且经济性差。中期发展规划要根据燃料供应及运输条件，确定发展燃煤、燃油或燃气的火电厂，以满足电量需求。新建火电厂，事先都应进行厂址选择，并在规划中应考虑一定的厂址储备。大容量燃煤火电厂，由于存在煤、水供应以及灰渣排放、烟尘排放对环境的影响等问题，使得厂址选择更为困难，因此要根据交通、出线走廊、地形、地质、地震、供水、电热负荷、运煤除灰等条件做全面技术经济论证后，选择出合理的厂址。

③核电厂。用核能作为动力，适宜担任系统基荷。从经济与安全角度看，一般应配套建设抽水蓄能电厂。中期发展规划主要考虑在那些常规能源不足，交通运输困难，具有核电厂厂址条件的地区建设核电厂。核电厂厂址的选择，一般应考虑电厂周围的一定距离内人口不能密集并有充足的符合设计标准的冷却水源，厂址的地震、地质条件要满足相关设计标准，要考虑不正常水文气象条件造成的最大洪水、潮浪、海啸及垮坝的影响。在2011年3月日本福岛核电厂事故后，各国特别重视核能发电的安全问题。在条件许可情况下，核电厂应力求靠近负荷区，以尽量减少输变电设备投资，提高供电可靠性，对用过的燃料要进行处理，使之对环境的影响最小。

④风电场等可再生能源。对地区风能等可再生能源的地址及开发前景进行调查。风电场的建设对电网规划提出了新的要求，需要研究考虑风电特点的发电计划和运行计划，评估系统发电可靠性，分析风电容量的可信度和能量的可信度，研究新的无功电压控制策略等。

包括输电网发展规划和配电网发展规划两部分。

研究5～15年电源、电力系统与相邻电力系统之间的最优连接方案，即研究电力系统的电压等级、电力系统的结构等，以满足电力系统的可靠性、经济性与灵活性的基本要求。为此，必须进行各类技术条件分析计算，包括潮流计算分析、无功平衡及调相调压计算分析、系统稳定计算分析、短路电流计算分析、工频过电压及潜供电流计算分析、输电可靠性计算分析。在此基础上，对各方案进行经济比较后，选择最佳方案。在规划超高压电力系统时，还要考虑线路路径和变电站位置对环境的影响，如电晕、电磁场的影响，可听噪声，无线电电视干扰等。

潮流计算分析。研究电力系统在最大运行方式和最小运行方式（必要时，包括在特殊运行方式）下的主要电源发电出力和主干线路上的潮流分布，为确定送电方向及选择电力系统电压等级、电力网结构、输变电的主要设备容量提供依据。计算潮流运行方式时的一般原则有：①电源总发电出力要满足电力系统最大负荷，并具有足够的备用容量。②要考虑最充分地利用水电厂的发电量和装机容量，在满足最低的综合利用水量要求的情况下，尽可能实现水电厂的日、周调节。③要充分地利用热电厂按热负荷运行的强制出力及发电量。④满足各机组最小出力的要求。⑤要考虑火电厂的经济运行，以节约燃料。在正常运行方式下，各线路潮流一般应接近线路经济输送容量，在N-1事故下，线路及变压器不过载。

无功平衡及调相调压计算分析。中期发展规划要按分层分地区进行无功功率平衡，提出无功补偿设备安装的必要性，并通过调相调压计算，来检查电力网结构、输变电主要设备运行状况，以满足电压质量和降低线损的要求。当调相调压计算结果不能满足规定要求时，则首先应检查系统无功功率运行情况。若系统无功功率不足，应研究在合适的地点增设电容器等无功功率补偿装置；若系统无功功率过剩，应装设高压或低压并联电抗器补偿。在无功功率配置合理的情况下，若系统调压计算不能满足电压质量要求，应首先利用已有的调压手段进行调整，如调整发电机、调相机的励磁调节装置，改变已有变压器分接头，投切并列运行的电抗器和已有的无功功率补偿装置；若仍不能满足要求时，则选用有载调压变压器或串联调压器等，直到满足电压质量标准为止。

系统稳定计算分析。为检验系统稳定性，一般进行静态稳定和暂态稳定计算，必要时还做动态稳定计算。当计算结果不满足稳定要求时，应采取提高系统稳定性的措施。

短路电流计算分析。电力系统不断发展，短路电流随之不断增长，中期发展规划中短路电流计算的目的是：验算系统短路容量是否超过现有断路器的额定断流容量，选择新增断路器的额定断流容量以及采取限制短路电流水平的措施。系统设计应按远景水平年计算短路电流，内容有三相和单相短路电流计算两种。对新增断路器的选择，应按设备投运后10年或更长时间的系统发展来考虑。当短路电流水平过大时，应采取限制措施：①引入更高一级电压等级，将次级电压电力网分网运行。②用直流联网。③采用高阻抗变压器。④采用限流电抗器，在选择限流电抗器参数时，要兼顾限制短路电流和系统稳定两方面的要求。⑤单相短路电流过大时，可采用变压器中性点经阻抗接地，或限制直接接地中性点的数量。

工频过电压及潜供电流计算分析。目的是验算工频过电压是否超过允许值以及校验在输电线非全相运行状态下是否产生工频谐振过电压。以正常运行方式为基础，并加上一重非正常运行方式及一重故障形式为计算条件。当计算结果超过允许值时，则需考虑采用装设高压并联电抗器、良导体架空地线或其他措施。

对330千伏及以上电压等级线路，如果采用单相重合闸，而潜供电流超过允许值时，需要采用高压并联电抗器中性点装小电抗或快速单相接地开关等措施。

输电可靠性计算分析。校核输电系统充裕度采用N-K法则来进行潮流计算，即当由N个元件组成的系统中有K个元件故障，而不丧失其供给既定负荷的能力。一般取K=1，在大电力系统中的重要输电线路，也有取K=2。校核安全度采用稳定计算。安全度分析一般是按指定的确定性事件进行，不能满足者，要采用提高稳定的措施。

对各方案要进行经济比较，从中择优选取。在对输电网发展规划进行经济比较时，要考虑资金的时间价值。参与比较的各方案应在技术性能上等同并满足可靠性、电能质量和其他供电技术要求。当比较效益相同的方案时，计算方法采用年费用比较法或费用现值比较法。当比较不同效益的方案时，计算方法采用差额投资内部收益率或净现值法。计算内容有投资和年运行费，计入贴现值，以货币形式表示。必要时，还计算实物量（如原材料、工程量、占地、淹没、迁移人口及拆迁建筑物等方面）。

研究5～15年大中城市供电及农村供电发展规划。城市配电网发展规划是在调查现有城网状况的基础上，按照未来负荷预测的水平，从改造和加强现有城网入手，合理选择供电电源、电压等级、城网接线和无功补偿与电压调整措施，提出负荷分布图，城网地理接线图和单线图以及对线路、变电站的预留走廊和站址。电源选择是根据中期规划中论证的电源建设原则，考虑城网负荷密度大小和厂址条件而定。通常，城市电源的类型和容量由中期发展规划确定，而电源的具体选点则由城网规划完成。电源要考虑有足够的可靠性，当某一电源因事故停电后，其余电源应仍能保证供电，并且要尽量靠近负荷中心。城网供电电压，各地情况不同，城网电压等级和最高一级电压的选择，要根据电网现有实际情况和远景发展慎重研究确定，一般尽可能有计划地简化等级。各国城市输入电源的高压送电电压也各不相同，如美国芝加哥，其高压为500/138千伏，法国巴黎、意大利米兰则为380/220千伏，日本东京为500/275千伏，加拿大魁北克为735/220千伏。为了保证供电可靠性，城网多采用以最高电压的双回架空线作为外环，汇集由区域发电厂和电力系统供电的全部电力，然后从外环用高压配电电压转送到城市负荷中心。如果电力系统短路电流已达到现有开关容量极限值时，则采用在已有城网的基础上，再叠加更高一级电压电力网，如日本东京在已建成275千伏环网上，又在外围叠加500千伏环网，而且将以后建设的大型电厂直接接到500千伏环网上，再由此环网转供到275千伏系统中去。中国确定城网由220（330）千伏的输电网，110千伏、63千伏、35千伏的高压配电网和10（20）千伏的中压配电网，380（220）伏的低压配电网组成。城市电力网的无功补偿应按就地补偿的原则逐级补偿。电压调整方面，国外普遍采用自动切合的电容器和带负荷调压变压器。在配电电缆增多的城市，还应增设自动切合的电抗器。变电站断路器及配电装置应选用小型化、无油化、免维修或少维修的设备，积极推广节能型设备。

农村配电网发展规划与城市配电网发展规划相同，只是负荷密度低，用电负荷比较分散。在农业用电比重大的农村，季节性对用电负荷影响较大；在乡镇工业比重大的农村，其用电与城市相同，配电网与城市配电网也大致相同。

应对规划期内规划实施可能造成的环境影响进行分析，主要包括资源环境承载能力分析（如能源、水源、用地、环境容量等），提出对其控制的建议以及从节地、节水、节能和合理控制污染物排放量的角度分析规划方案在贯彻落实可持续发展战略方面的程度。还宜进行社会影响分析，提出可能影响规划方案的相关因素，如移民、文化教育、健康、宗教、生态环境等，确定各规划方案对社会影响的程度和范围，避免规划方案对社会发展产生重大负面影响。

中期规划还要根据国家政策、规划方案、环境影响、投融资需求及社会对电价的承受能力等，对规划期内建设资金、电价水平、电价结构进行测算和分析。