У ряді випадків для підтримки необхідного рівня напруги в системі доцільно генератори використовувати як синхронні компенсатори. Включений в мережу генератор переводиться в режим синхронного компенсатора припиненням подачі в турбіну енергоносія (пара або води). На гидротурбине потім зривається вакуум, а якщо робоче колесо розташоване нижче рівня води в нижньому б'єфі, то додатково виробляється віджимання води тиском повітря з ресиверів. Видалення води з області робочого колеса скорочує до мінімуму втрати на його обертання.
Тривале обертання парових турбін, за винятком деяких типів потужністю менше 6 МВт, в беспаровой режимі не допускається через можливість перегріву лопаток ротора. Останнім часом для усунення перегріву лопаток застосовують схеми вентиляції турбін невеликою кількістю пара, що дозволяє використовувати потужні турбогенератори як синхронних компенсаторів без від'єднання від турбіни.
Регулювання реактивної навантаження на генераторі, перекладеному в режим компенсатора, проводиться зміною струму в роторі.
У разі використання турбогенератора в якості синхронного компенсатора при тривалому простої турбіни в ремонті або з інших причин муфта між генератором і турбіною розбирається. Установкою спеціальних упорів обмежується осьове переміщення ротора генератора. Мастило підшипників генератора виробляється від мас-лонасосов турбіни з установкою заглушок на напірні мастилопроводи до підшипників турбіни. Як правило, пуск отсоединенного від турбіни генератора виробляється підйомом частоти обертання з нуля від іншого генератора. Такий пуск називається частотним. При частотному пуску потужність провідного (розгортає) генератора, щоб уникнути його перевантаження повинна становити не менш як одна третина потужності веденого (що розгортається) генератора. Обидва генератора до пуску включаються на резервну систему шин.
До пуску на відомому генераторі включається маслонасосів для про * Гревьє масла в підшипниках до температури 35-40 ° С. Готуються до поштовху турбіна і ведучий генератор. Після того як всі підготовчі роботи закінчені, включається АГП і на провідному генераторі встановлюється струм збудження, рівний току, який забезпечує номінальне напруга статора при XX генератора. На відомому генераторі встановлюється струм збудження, рівний половині струму, що забезпечує номінальну напругу статора при XX. Потім без зволікання виробляють пуск провідною турбіни з мінімально можливою початкової частотою обертання. Відразу ж має розпочатися обертання ротора веденого генератора. Якщо ротор веденого генератора НЕ стронется з місця або за показаннями амперметрів статора і ротора спостерігатимуться коливання його, слід дещо збільшити струм збудження ведучого генератора.
Якщо з пуском турбіни почнеться синхронне обертання ротора веденого генератора, частоту обертання обох генераторів плавно піднімають до номінальної. Регулюванням струму збудження вирівнюють ЕРС генераторів для зниження до мінімального значення зрівняльного струму між статорами генераторів і потім проводять сихронізацію обох генераторів з мережею.