В настоящее время на тепловых электрических станциях России эксплуатируется около 1200 турбогенераторов суммарной мощностью около 150ГВт (150тыс.МВт). Все турбогенераторы  отечественного производства. Большая часть общей мощности (около 60%) — это турбогенераторы мощностью 100—320МВт. Распределение турбогенераторов по группам мощностей приведено в табл. 2.1. Если сравнивать структуры мощностей турбогенераторов в США и в России, то в России применяется несколько больше турбогенераторов меньших мощностей (100—200МВт). В США доля установленной мощности блоков 300—500МВт на 30% больше, чем в России.

Таблица 2.1

Мощности турбогенераторов по группам

Большинство отечественных турбогенераторов имеет большую надежность, чем аналогичные турбогенераторы в США, но несколько меньшую, чем турбогенераторы новейших серий фирм ABB и Siemens/KWU.

В последние 30—40 лет в мире наблюдался рост единичной мощности турбогенераторов, который приводил к снижению удельных затрат материалов генераторов на единицу мощности, удельных капиталовложений при сооружении станции и стоимости электроэнергии. Например, удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности для турбогенератора 200МВт почти в 2,5 раза меньше, чем для турбогенератора мощностью 32МВт. Коэффициент полезного действия (КПД) турбогенераторов мощностью 1200МВт примерно равен 99%, однако, отводимые в виде теплоты потери в нем достигают 12000кВт, что требует обеспечения интенсивного охлаждения.

В последние 10—15 лет рост единичных мощностей турбогенераторов замедлился по причинам технического характера, которые связаны с необходимостью внедрения сложных методов охлаждения, ограничениями по механическим напряжениям ротора и вибрациям.

Принципиально электромашиностроение способно создать генераторы мощностью 2000—2500МВт, однако социально-экономические последствия аварийного выхода из строя такого агрегата пока лишают актуальности задачу применения машин такой единичной мощности.

В качестве охлаждающих агентов в турбогенераторах применяются воздух, водород, дистиллированная вода и трансформаторное масло. Их физические свойства в относительных единицах (о.е.) приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Свойства охлаждающих сред в турбогенераторах по отношению к воздуху

По принципу охлаждения все турбогенераторы можно подразделить на машины с косвенным (поверхностным) охлаждением и непосредственным охлаждением проводников обмоток статора и ротора различными агентами, а также смешанным охлаждением (табл. 2.3).

Водородное охлаждение, в том числе и водородно-водяное, применяется для 64,5% турбогенераторов (по мощности), водяное, в том числе водо-масляное, — для 5,5% турбогенераторов (по мощности). Отечественные турбогенераторы с водоводородным охлаждением соответствуют лучшим зарубежным аналогам, а по ряду показателей их превосходят. Турбогенераторы с полным водяным охлаждением мощностью 50—800МВт за рубежом не изготавливаются.

Несмотря на заметные преимущества водородного и водоводородного охлаждения, многолетний опыт их применения показал, что экономически целесообразно в настоящее время возобновить производство турбогенераторов с полным воздушным охлаждением. Эти машины оказываются более простыми в эксплуатации и менее пожароопасными. За рубежом освоено производство турбогенераторов с воздушным охлаждением до 300 (450)МВт, а в России — до 160МВт.

Турбогенераторы серии ТВМ мощностью 300 и 500МВт и напряжением до 36,75кВ охлаждаются трансформаторным маслом, воздухом и водой. Для обмоток статора масло является и хорошей изолирующей средой, что позволяет увеличить их напряжение до 36,75кВ (в генераторах с другими типами охлаждения  20—24кВ). С целью отделения объема статора, заполняемого маслом, от вращающегося ротора внутри сердечника статора устанавливается цилиндр, изготовленный из изоляционного материала. Обмотка ротора турбогенераторов серии ТВМ охлаждается водой, поверхность ротора — воздухом, зубцы ротора — водой. В настоящее время в турбогенераторах ТВМ масло заменяют негорючим жидким диэлектриком (совтолом, клофеном, пиранолом и т.п.).

Таблица 2.3

Типы турбогенераторов

Следует отметить, что в связи с изменением организации хозяйственной деятельности в последнее десятилетие и распадом СССР наблюдаются негативные тенденции в состоянии и структуре электроэнергетических мощностей. Так, более 50% общего числа турбогенераторов России отработали установленные нормами минимальные сроки службы. Например, парк турбогенераторов мощностью 60МВт и более, отслуживших более 25 лет, составляет 55% против 41% в США, и в то же время турбогенераторы, прослужившие в России менее 20 лет, составляют 26%, а в США — 43%.

Такая ситуация диктует необходимость осуществления замены наиболее изношенных генераторов на новые наряду с мероприятиями по продлению срока службы остальных машин путем совершенствования профилактического обслуживания на базе непрерывного контроля и текущего ремонта.