原能源部頒發的《電力系統電壓和無功補償電力技術導則》（SD325-89）規定：“220kV及以下電壓等級的變電站，應根據需要配置無功補償裝置，其容量可按主變壓器容量的0.10~0.30確定。”目前基建審批機關一般按主變壓器容量的0.2倍審批35KV變電站無功補償容量。
在35KV變電站，無功補償方式為10KV母線集中補償，其選擇的容量應為主變無功損耗與主變一次側到電源點之間線路無功損耗之和，即：QB=QBJ+QBL+QL 其中：QB=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） QBJ= I0%Se/100(Kvar） QBL= Ud%Se/100(Kvar） QL=3I2×XL×L×10-3（Kvar）
以上各式中QB——變電站無功補償容量，Kvar； QBJ——變壓器的激磁無功損耗，Kvar； QBL——變壓器的漏磁無功損耗，Kvar；
QL——35KV線路無功損耗，從35KV變電站到上一級變電站 出口之間無功損耗 Kvar；
I0%——變壓器空載電流百分數； Ud%——變壓器短路電壓百分數； Se——變壓器額定容量，Kva；
XL——每公里線路阻抗值，取0.4Ω/km； L——35kV線路長度，km；
I——實際執行的35 kV線路電流；
原能源部頒發的《電力系統電壓和無功補償電力技術導則》中關於變電站中無功補償容量是針對以前（64、73系列）高耗能變壓器引數制定的。目前我們新建站一般採用SZ9系列節能變壓器，變壓器本身的激磁無功損耗和漏磁無功損耗都已大大降低，因此這一補償原則應予重新考慮。下面以計算結果為例：
某35kV變電站，主變兩臺，1#主變容量為5000kVA，I0%=0.4，Ud%=6.92，35kV側額定電流82A，2#主變容量為3150kVA，I0%=0.48，Ud%=7.83。35kV側額定電流52A。兩臺主變分裂執行，35kV線路長度7.932km，設主變負載係數β為1，確定每段母線的補償容量。
10 Kv1#母線補償容量為：
QB1=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =（0.4+6.92）×5000/100+3×822×7.932×0.4×10-3 =430（Kvar）
10Kv2#母線補償容量為：
QB2=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =（0.48+7.83）×3150/100+3×522×7.932×0.4×10-3 =287.5（Kvar）
目前箱式並聯電容器的單臺容量均較大，為了安裝方便，減少佔地面積，一般均選用該系列的電容器。本著只能欠補不能過補的原則，1#母線的補償容量為360 Kvar，為主變容量的7.2%。2#母線的補償容量為200 Kvar，為主變容量的6.3%。
以上均將β值按“1”考慮，如果β值達不到1（實際也確實達不到1），補償容量還應有所減少。因為若考慮到變壓器經濟執行負載係數β，主變漏磁無功損耗：QBL= Ud%β2/100×Se QL=3I2×β2×XL×L×10-3（Kvar）
按照變壓器設計國家標準：《GB6451.2-86》35KV雙繞組Yd11系列變壓器，3150kVA主變I0%最大為1.0+30%，Ud%最大為7±10%，伴隨著小型化站在全國的推廣普及及農網改造要求，目前一般新建站35KV供電半徑不大於15km。
按照以上標準計算變電站中最大補償容量: 5000 kVA主變
QB1=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =(1.3+7.7)×5000/100+3×822×15×0.4×10-3 =571（Kvar） 為主變容量的11% 3150 kVA主變
QB2=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =(1.3+7.7)×3150/100+3×522×15×0.4×10-3 =332（Kvar）
為主變容量的10.5%
根據以上實際計算，關於35KV變電站無功補償容量的確定，應遵循以下原則:①35KV變電站的無功補償容量必須根據主變引數，主變負載係數，35KV線路引數進行實際理論計算。②根據只能欠補不能過補的原則，防止無功倒流，實際補償容量必須小於理論計算值。③每組電容器的補償容量必須根據相應的主變容量確定，不宜平均分配 (每個電容器組又可分三組，容量比最好為1:2:3)，以利隨主變的投停及負荷情況投退相應的電容器。④鑑於目前S9系列節能變壓器的國家標準，和小型化變電站“密佈點、短半徑”的建站原則，及農網改造要求，一般35KV線路長度不會超過15公里，加之35KV線路的無功損耗佔的比重較小，故小型化35KV變電站的無功補償容量確定為主變容量的5%~8%為宜。
原能源部頒發的《電力系統電壓和無功補償電力技術導則》（SD325-89）規定：“220kV及以下電壓等級的變電站，應根據需要配置無功補償裝置，其容量可按主變壓器容量的0.10~0.30確定。”目前基建審批機關一般按主變壓器容量的0.2倍審批35KV變電站無功補償容量。
在35KV變電站，無功補償方式為10KV母線集中補償，其選擇的容量應為主變無功損耗與主變一次側到電源點之間線路無功損耗之和，即：QB=QBJ+QBL+QL 其中：QB=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） QBJ= I0%Se/100(Kvar） QBL= Ud%Se/100(Kvar） QL=3I2×XL×L×10-3（Kvar）
以上各式中QB——變電站無功補償容量，Kvar； QBJ——變壓器的激磁無功損耗，Kvar； QBL——變壓器的漏磁無功損耗，Kvar；
QL——35KV線路無功損耗，從35KV變電站到上一級變電站 出口之間無功損耗 Kvar；
I0%——變壓器空載電流百分數； Ud%——變壓器短路電壓百分數； Se——變壓器額定容量，Kva；
XL——每公里線路阻抗值，取0.4Ω/km； L——35kV線路長度，km；
I——實際執行的35 kV線路電流；
原能源部頒發的《電力系統電壓和無功補償電力技術導則》中關於變電站中無功補償容量是針對以前（64、73系列）高耗能變壓器引數制定的。目前我們新建站一般採用SZ9系列節能變壓器，變壓器本身的激磁無功損耗和漏磁無功損耗都已大大降低，因此這一補償原則應予重新考慮。下面以計算結果為例：
某35kV變電站，主變兩臺，1#主變容量為5000kVA，I0%=0.4，Ud%=6.92，35kV側額定電流82A，2#主變容量為3150kVA，I0%=0.48，Ud%=7.83。35kV側額定電流52A。兩臺主變分裂執行，35kV線路長度7.932km，設主變負載係數β為1，確定每段母線的補償容量。
10 Kv1#母線補償容量為：
QB1=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =（0.4+6.92）×5000/100+3×822×7.932×0.4×10-3 =430（Kvar）
10Kv2#母線補償容量為：
QB2=（I0%+Ud%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =（0.48+7.83）×3150/100+3×522×7.932×0.4×10-3 =287.5（Kvar）
目前箱式並聯電容器的單臺容量均較大，為了安裝方便，減少佔地面積，一般均選用該系列的電容器。本著只能欠補不能過補的原則，1#母線的補償容量為360 Kvar，為主變容量的7.2%。2#母線的補償容量為200 Kvar，為主變容量的6.3%。
以上均將β值按“1”考慮，如果β值達不到1（實際也確實達不到1），補償容量還應有所減少。因為若考慮到變壓器經濟執行負載係數β，主變漏磁無功損耗：QBL= Ud%β2/100×Se QL=3I2×β2×XL×L×10-3（Kvar）
按照變壓器設計國家標準：《GB6451.2-86》35KV雙繞組Yd11系列變壓器，3150kVA主變I0%最大為1.0+30%，Ud%最大為7±10%，伴隨著小型化站在全國的推廣普及及農網改造要求，目前一般新建站35KV供電半徑不大於15km。
按照以上標準計算變電站中最大補償容量: 5000 kVA主變
QB1=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =(1.3+7.7)×5000/100+3×822×15×0.4×10-3 =571（Kvar） 為主變容量的11% 3150 kVA主變
QB2=（I01max%+Ud1max%）Se/100+3I2×XL×L×10-3（Kvar） =(1.3+7.7)×3150/100+3×522×15×0.4×10-3 =332（Kvar）
為主變容量的10.5%
根據以上實際計算，關於35KV變電站無功補償容量的確定，應遵循以下原則:①35KV變電站的無功補償容量必須根據主變引數，主變負載係數，35KV線路引數進行實際理論計算。②根據只能欠補不能過補的原則，防止無功倒流，實際補償容量必須小於理論計算值。③每組電容器的補償容量必須根據相應的主變容量確定，不宜平均分配 (每個電容器組又可分三組，容量比最好為1:2:3)，以利隨主變的投停及負荷情況投退相應的電容器。④鑑於目前S9系列節能變壓器的國家標準，和小型化變電站“密佈點、短半徑”的建站原則，及農網改造要求，一般35KV線路長度不會超過15公里，加之35KV線路的無功損耗佔的比重較小，故小型化35KV變電站的無功補償容量確定為主變容量的5%~8%為宜。