目次

　　1　适用范围
　　2　一般要求
　　3　主要参数
　　4　温升与绝缘
　　5　技术条件
　　6　试验、验收
　　7　包装、运输、标志
　　附录A　供货范围（补充件）
　　附录B　备品备件（补充件）
　　附录C　图纸资料（补充件）
　　附加说明

1适用范围

1.1本条件适用于三相50Hz额定容量为12500kVA及以上的水轮发电机。

可逆式发电一电动机，贯流式及其他特殊形式的水轮发电机应另有专门的技术规定。

1.2本条件未规定事项应按国家标准GB755—81《电机基本技术要求》及其他有关的标准执行。如有特殊要求，用户和制造厂可在水轮发电机专用的技术协议中商定。

2一般要求

2.1水轮发电机的设计应在保证机组运行可靠的基础上，提高效率，降低造价。水轮发电机的设计审查应有用户代表参加。

2.2当水轮发电机及其附属设备的设计结构及新技术、新材料的采用足以引起某些特性参数或经济效益发生重大变化时，应经过工厂试验、中间试验、工业试验等阶段，并由主管部门组织用户、科研等有关单位鉴定合格后才能正式使用。如果需要直接用水电厂作为某种新技术（新材料）的试验场所，事前必须经过水电部有关部门批准。

2.3水轮发电机主要结构部分的材料如金属材料、电工材料等应按国家标准进行检查验收。
　　制造厂应对其所使用材料的质量负完全责任。

2.4水轮发电机各部件的加工必须符合图纸的要求。

工件公差应符合国家标准。对标准零件的加工必须保证其通用性，对相同工件的加工必须保证其互换性。

2.5经考试合格并持有证明的焊接人员才能担任主要部件的焊接工作。

焊接工艺须遵守Q/ZB74—73《焊接通用技术条件》的规定。需要消除焊接应力的机械加工面，在应力消除后再加工到最终所需的尺寸。

对重要的焊缝除进行外观检验外，应采用超声波等探伤方法进行非破坏性检查；在高应力区尚应进行射线照像检查。

如用户对某部位的焊缝机械性能要求进行检查时，由用户与制造厂协商确定。按国家标准GB2649～2656—81《焊接接头机械性能试验方法》进行检验。

2.6水轮发电机的铸锻件应符合专门技术条件（如JB1270—72《水轮机、水轮发电机大轴锻件技术条件》等）的规定。重要铸锻件由制造厂进行单件验收，验收时应有用户代表参加。

2.7水轮发电机所有未加工的表面，除埋设件外，均需涂漆。所有油槽内部应涂耐油漆。

涂漆应遵守有关工艺标准。涂漆层的有效期不低于5年。

所有机械加工面应涂防锈涂料。其防锈期应大于1年。对重要的接合面、精密加工面涂封前要进行清洗，在涂封防锈涂料后要采取保护措施。

2.8对于耐磨性、耐蚀性、导电性或装饰性的镀层，应按专门标准（如JB2836—80《电工产品的电镀层和化学覆盖层》等）进行选择、试验及检查验收。

3主要参数

3.1水轮发电机应能在下列使用条件下连续额定运行：
　　a．海拔不超过1000m；
　　b．冷却空气温度不超过40℃；
　　c．直接水冷水轮发电机直接冷却部分的进水温度不超过45℃，进水温度下限在机组专用技术协议中规定；
　　d．空气冷却器、油冷却器和直接水冷水轮发电机热交换器的进水温度不超过30℃；
　　e．安装在掩蔽的厂房内。

3.2水轮发电机的额定电压应根据不同额定容量，经制造厂综合经济技术比较并征得用户同意后，选用如下电压等级：
　　6.3、10.5、13.8、15.75、18kV。

3.3水轮发电机额定功率因数一般为：
　　a．额定容量125000kVA以下者不低于0.8（滞后）；
　　b．额定容量为125000—350000kVA者不低于0.85（滞后）；
　　c．额定容量为350000kVA以上者不低于0.9（滞后）。
　　根据用户要求也可制造与上述值不同的水轮发电机。

3.4水轮发电机应能长期作调相机运行。水轮发电机的调相容量、超过0.95的进相深度和时间、滞相的运行范围、带空载长线路允许的充电容量由用户与制造厂协商并在机组专用技术协议中规定。

允许用提高功率因数的方法把水轮发电机的有功功率提高到额定视在功率。

3.5水轮发电机的额定容量应在机组专用的技术协议中规定。在下列情况下，水　轮发电机应能输出额定容量。

　　a．在额定转速及额定功率因数时电压与额定值偏差不超过±5；
　　b．在额定电压时频率与额定值偏差不超过±1；
　　c．当电压和频率同时发生偏差值时（两者偏差分别不超过±5和±1），若两者偏差都是正值则两者之和不超过6；若两者偏差都是负值；或为正与负值，两者绝对值的和不超过5（电压和频率偏差超过上述规定值时，应能连续运行。此时输出功率以励磁电流不超过额定值、定子电流不超过额定值的105为限）。

3.6水轮发电机定子绕组接成正常工作接法时，在空载及额定电压下线电压波形正弦性畸变率不超过5；

在空载额定电压和额定转速时，线电压的电话谐波因数（THF）应不超过1.5。

3.7水轮发电机的效率用发电机在额定容量、额定电压、额定功率因数、额定转速时的效率值来衡量。根据用户要求也可用水电厂优化运行所要求的加权平均效率来衡量。

η=Aη₁ Bη₂ Cη₃ Dη₄ …

　　A，B，C，D…为在不同负荷下水电厂水库运行的分配系数。
　　A B C D …=1。其值由用户提供并在机组专用的技术协议中明确。
　　η₁，η₂，η₃，η₄…为在额定电压、额定功率因数、额定转速时相应于机组不同负荷下的发电机效率值。
　　水轮发电机额定负荷下的效率及加权平均效率应由制造厂提出保证值并向用户提供效率曲线。效率计算方法按国家标准GB755—81《电机基本技术要求》中有关规定进行。

3.8水轮发电机的允许噪声级应在具体型式水轮发电机技术条件中规定。
在距水轮发电机1m处的总噪声级应不超过85dB（A）。

3.9水轮发电机在不对称的电力系统中运行时，如任一相电流不超过额定值，且其负序电流分量与额定电流之比不超过下列数值时应能长期运行。
　　a．额定容量125000kVA及以下的空气冷却水轮发电机不超过12；
　　b．额定容量125000kVA以上的空气冷却水轮发电机不超过9（如用户有要求也可提高到不超过12）；
　　c．定子绕组采用直接水冷的水轮发电机不超过6。

3.10在不对称故障时，短时间允许的不平衡电流值：
　　a．对空气冷却水轮发电机其负序电流标么值I2的平方与时间了（s）的乘积（）在制造时按40s计算；
　　b．对直接水冷的水轮发电机按20s计算。

3.11空气冷却水轮发电机在热状态下应能承受150额定电流历时2min（直接水冷水轮发电机历时1min）不发生有害变形及接头开焊等情况，此时电压应尽可能接近额定值。

3.12水轮发电机和与其直接或间接连接的辅机应能在飞逸转速下运行2min而不产生有害变形，此时转子材料的计算应力不超过屈服点的3/4。如要求飞逸时间超过2min由用户和制造厂商定。
在水轮发电机甩100额定负荷、调速器系统正常工作的条件下应允许机组不经任何检查并入系统。

3.13水轮发电机的可用率、无故障连续运行时间、大修间隔时间、退役前的使用期限等可靠性指标应由用户和制造厂协商确定。

3.14水轮发电机的电气参数如短路比、暂态电抗、次暂态电抗等应在机组专用技术协议中规定。

3.15水轮发电机的转动部分，应满足机组调节保证计算和电网稳定性对GD2值的要求。

3.16水轮发电机各部分结构强度设计应能承受在额定负荷以及端电压等于105额定电压下定子出口突然对称或不对称短路而不产生有害变形。

3.17水轮发电机转子绕组应能承受2倍额定励磁电流，持续时间为：
　　a．空气冷却的水轮发电机不得小于50s；
　　b．水内冷或加强空气冷却的水轮发电机不小于20s。
　　用户对2倍额定励磁电流的持续时间有特殊要求时，由用户与制造厂商定。

4　温升与绝缘

4.1当水轮发电机的使用条件符合本技术条件中3.1的规定时，在额定负荷下，定子绕组、转子绕组、定子铁芯以及冷却介质的总出口，其最高允许温升应不超过表1的规定。

4.2当水轮发电机使用地点在海拔1000m以上至4000m时，海拔1000m以上每超过100m其温升限值应按表1数值降低1。

4.3当水轮发电机的冷却空气温度不是40℃时，表1中规定的温升限值应作如下修正：

　　a．冷却空气温度超过40℃但不到60℃时允许温升限值应降低，降低度数应为冷却空气超过40℃的数值。
　　b．冷却空气温度超过60℃时，允许温升的修正值由用户与制造厂协商确定。
　　c．冷却空气温度低于40℃时，则允许温升可比表1规定值提高，提高的度数为冷却空气温度低于40℃的差值。但在任何情况下其温升限值的升高不应该超过10K。如果水轮发电机的铁芯长度大于2m，则其温升限值不应提高。

表1　水轮发电机各部件允许温升限值

4.4对额定电压超过11000V的空气冷却水轮发电机，表1规定的温升限值应作如下修正：

　　a．额定电压17000V及以下，从11000V开始每增加1000V（或不足1000V），温升限值应降低1K（用埋置检温计法测量）。
　　b．额定电压在17000V以上，除按上述的a项修正到17000V外，从17000V开始每增加1000V（或不足1000V）温升限值应降低1.5K（用埋置检温计法测量）。
4.5在水轮发电机的定子槽内至少埋设下列数量的电阻温度计：
　　a．空气冷却水轮发电机定子绕组并联支路大于2时，在绕组每相每个并联支路至少埋设两个，当定子绕组为单支路时，总数应不少于12个。
　　b．直接水冷却水轮发电机定子绕组的每个并联水路出水端的线圈层间（如为单层绕组则在槽楔下）埋置1个。
　　c．在定子铁芯槽底至少应埋设6个。
4.6对直接水冷却式水轮发电机尚应埋设下列数量的测温元件：
　　a．在定子绕组绝缘引水管出水端不少于6个。
　　b．在每个磁极线圈引水管出水端埋置1个。
　　c．在定子铁芯冷却水管每个支路出水端埋置1个。

4.7在水轮发电机的每个冷却器上应装设测量，冷风温度的电阻温度计1个，其中应有两个带电接点的电阻温度计（或信号温度计，下同），此外尚应装设测量热风的电阻温度计和带电接点的电阻温度计各两个。

4.8在每块推力轴承瓦和导轴承瓦内应装设1个电阻温度计，整个轴承至少应装设2～4个带电接点的电阻温度计。在油槽内至少应有2个电阻温度计。

在座式滑动轴承内至少应装设1个带电接点的电阻温度计。

4.9水轮发电机在额定工况下运行时。其轴承最高温度应不超过下列数值：
　　a．推力轴承和导轴承70℃
　　b．座式滑动轴承　　80℃

4.10水轮发电机应能承受表2中所规定的50Hz交流（波形为实际正弦波）绝缘介电强度试验，历时1min不被击穿。

表2水轮发电机绝缘介电强度试验标准

　　　　注：1．灭磁开关与转子放电器的试验电压与表中项2相同；
　　　　　　2．表中项1、项2所列试验电压为定子和转子组装完成后的试验电压。

4.11额定电压为6300V及以上的水轮发电机，在进行交流绝缘介电强度试验前，应对定子绕组进行3倍额定电压的直流绝缘介电强度试验和泄漏电流测定。试验时按每级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1min，其泄漏电流应不随时间延长而增大。各相泄漏电流的差别应不大于最小值的50。

4.12有绝缘要求的推力轴承和导轴承以及埋入式检温计，均应对地绝缘，其总绝缘电阻在10～30℃时，用1000V兆欧表测量，其值应不小于1.0MΩ。

4.13额定电压为6300V以上的水轮发电机定子绕组，当使用地点在海拔4000m及以下高程时，定子单个线棒（或线圈）应在1.5倍额定线电压下不起晕；整机耐压时，槽部和端部应在1.0倍额定线电压下不起晕。

4.14水轮发电机定子线棒介质损失角正切增量（△tgδ）的指标应符合表3规定。

表3水轮发电机定于线棒介质损失角正切增量（△tgδ）指标（）

试验电压	0.4Un	0.4Un～0.8Un	0.4Un～1.4Un
介质损失角正切值	tgδ
试样概率	100	95	5	95	5
指标	4	0.25	0.3	0.5	0.6

　　　注：表中U_n为水轮发电机的额定电压。

5技术条件

5.1水轮发电机旋转方向规定从非传动端看为顺时针方向。如有特殊要求，应在机组专用技术协议中规定。

5.2水轮发电机定子绕组在实际冷态下，直流电阻最大与最小两相间的差值，在校正了由于引线长度不同引起的误差后应不超过最小值的2。

5.3水轮发电机定子叠片应严格注意工艺要求，防止叠片松动。叠片槽部公差应不大于0.3mm，分辨定子铁芯合缝处槽底径向错位应不大于0.5mm，轴向错位应不大于3mm。

5.4水轮发电机定子铁芯在对称负载工况下，100Hz的允许双幅振动量应不大于0.03mm。水轮发电机在设计时应考虑到水轮机的振动特性并避免与之发生共振。

5.5水轮发电机的定子端箍应采用非磁性材料，当定子线负荷大于600I/cm时，定子铁芯齿压板的压指也应采用非磁性材料。

5.6水轮发电机的定子和转子组装完成后，定子内圆和转子外圆半径的最大或最小值分别与其平均半径之差不大于设计空气间隙的±5。

定子和转子间的气隙，其最大值或最小值与其平均值之差应不超过平均值的±10。

5.7水轮发电机的结构一般应设计成其下机架及水轮机的可拆部件在安装和检修时能通过定子铁芯内径，并允许在不抽出转子和拆除上机架的情况下更换定子线棒和转子磁极，以及对定子绕组端部和定子铁芯进行预防性检查。

5.8水轮发电机应具有纵横阻尼绕组。其次暂态电抗纵横轴之比（X″_d/X″_q）应接近于1。
如无阻尼绕组应在机组专用技术协议中说明。

5.9水轮发电机应能适应在系统中调峰、调频及开停机频繁的运行要求。正常情况下水轮发电机应采用自动准同期方式与系统并列，在事故情况下允许采用自同期方式与系统并列。

5.10如用户有要求，水轮发电机在额定电压、额定频率及额定功率因数下，应能在115额定容量下连续安全运行。

5.11水轮发电机结构强度应能满足使用地点地震烈度的要求，地震加速度数值由用户提出并在机组专用技术协议中规定。

5.12水轮发电机镜板的镜面应无任何缺陷，其加工技术要求应符合表4的规定。

表4水轮发电机镜板加工技术要求

5.13水轮发电机组安装后，应不需要轴线处理就能投入运行。此时其运行摆度应符合《水轮发电机组安装技术规范》的要求。

5.14水轮发电机推力轴承瓦面的轴承合金一般应无夹渣、缩孔和气孔。用超声波检查轴承合金粘合质量，应无脱壳现象。

5.15水轮发电机的推力轴承和导轴承在运行中不允许甩油，在结构上应采取有效措施严防油雾逸出。

5.16根据用户要求可在适当位置装设传感器以监测有关部位的振动或变形。

5.17对于内部装有导轴承的立式水轮发电机的机架，在水平方向的允许振动（双振幅），以及卧式水轮发电机轴承在垂直方向的允许振动（双振幅），在各种正常运行工况下应不超过表5的规定。

表5水轮发电机振动（双幅）允许限值

5.18水轮发电机的滑环、碳刷和制动块应采用抗磨性能好的材料制成。应采取措施严防粉尘污染定、转子线圈。其布置方式应易于维护和检修。在运行中应能直观监视，易于更换碳刷并抛光滑环。

5.19水轮发电机的转子推荐采用无风扇结构。当风扇不能取消时制造厂应对风扇的材料、设计、工艺等作出专门的规定。

5.20水轮发电机应装有不受外界干扰的、与发电机转速成直线关系的测速装置，作为调速器和信号装置的电源。

5.21水轮发电机正常停机可采用机械制动或电气制动，也可两者配合使用。

5.22以压缩空气操作的机械制动，其空气压力一般为0.7MPa。制动器应能在预定时间（制动时间由用户与制造厂商定并在机组专用的技术协议中规定）将机组转动部件从20～40额定转速下连续制动停机，此时制动环表面不应由于发热而变形或损坏，制动块不应有严重磨损。

　　当水轮发电机组的转矩等于水轮机额定转矩的1时，制动装置应保证机组制动停机。

5.23制动器应能顶起机组转动部件，并设有锁定装置、位置开关及辅助接点。制动器动作应灵活、无吸持、卡住等现象。

5.24采用电气制动时，应按程序自动进行。制动时电流值应按发电机温升和要求的制动时间而定，并在机组专用技术协议中规定。

5.25水轮发电机应设置灭火装置，可采用水灭火、二氧化碳灭火或其他对绝缘无损害的介质灭火。

应在水轮发电机内部的适当部位设置火警探测器（如感烟、感温及红外线等），并可自动启动灭火装置和发出信号。

各种灭火系统，除经探测器自动投入外，还应能手动操作。

5.26水灭火系统喷嘴的分布和角度应能使水喷及全部定子绕组端部，喷嘴不应堵塞，喷出的水应成雾状。

5.27当采用二氧化碳灭火时，应设置二氧化碳气体的排放与出风口门自动关闭的联锁装置。对二氧化碳系统的要求应遵照有关专用技术标准的规定。

5.28水轮发电机的推力轴承和导轴承应优先采用润滑油在油槽内部自循环的冷却和润滑方式。
5.29在推力轴承和导轴承的油温不低于10℃时，应允许水轮发电机起动，如环境温度低于10℃，由制造厂根据用户要求采取加热措施。

应允许水轮发电机在停机后立即启动和在事故情况下不制动停机。

如轴承采用高压油顶起装置时则应允许在事故情况下不向推力轴承供压力油停机。

当油冷却系统及水冷瓦冷却水中断后允许机组以额定状态运行的时间应在机组专用技术协议中规定。

5.30水轮发电机的冷却方式由用户和制造厂协商确定。

5.31水轮发电机的空气冷却器总数为8个及以上时，在正常情况下停用1个冷却器应仍能以额定出力连续运行，各部件的温升不超过规定值。

5.32空气冷却器和油冷却器应采用紫铜管、铜镍（银）合金的无缝管或其他能防锈蚀的管材。
　　油冷却器及轴瓦应能在不拆卸整个轴承的情况下进行更换或检修。
　　空气冷却器应设计成能防止泥沙堵塞和便于清洗的结构。

5.33空气冷却器、油冷却器的冷却水压力一般按0.2～0.3MPa设计。

如用户有要求也允许采用工作水压力0.1～0.6MPa冷却器。冷却器的试验水压力为工作压力的2倍，历时60min无泄漏。

5.34冷却系统管路应有隔热措施，并应采取措施使冷却器的结露排到风罩外。风罩内要考虑防潮、加热问题。

直接水冷水轮发电机定子、转子冷却水管应有检漏装置。

5.35水轮发电机的励磁方式由用户和制造厂协商确定。励磁的技术条件应遵守SD135—85《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》。

5.36如水轮发电机中性点需设补偿装置时，其技术数据应在机组专用技术协议中规定。

5.37水轮发电机定子绕组主引出线数目一般为3个或6个，对多支路的定子绕组结构主引出线及中性点引出线数目由用户与制造厂商定。

6试验、验收

6.1试验分为制造厂内部检查试验和出厂试验。所有试验项目应在制造厂内完成。对于不能在制造厂内进行总装配的水轮发电机，在制造厂和用户双方取得协议后，出厂试验可在机组安装地点由制造厂指导进行。

6.2厂内主要检查试验项目应包括：
　　a．硅钢片的电磁特性及损耗试验；
　　b．关键部位材料的补充试验，如阻尼绕组极间连接部分的疲劳试验；
　　c．新型或大型水轮发电机推力轴承的负荷试验及通风系统运行状态的模拟试验；
　　d．定子铁芯损耗试验；
　　e．定子、转子线圈绝缘结构的电气性能、热性能、机械性能和寿命试验；
　　f．定子、转子单个线圈电阻及绝缘电阻测定和耐压试验；
　　e．定子单个线圈冷热状态的介质损耗试验，介质损失角正切增量测定，起晕电压的测定；
　　h．定子线圈装于模拟槽内进行介质损耗、起晕电压、交流耐压等试验；
　　i．所有承受水压、油压、气压的部件和管路及其连接件应进行压力试验；
　　j．发电机大轴和水轮机大轴的预组装并检查轴线偏差（如水轮机、发电机不在同一厂制造时，此项检查试验由发电机制造厂负责进行）；
　　k．对工件尺寸、装配尺寸进行校验，对所有部件进行预组装。

6.3水轮发电机出厂检查试验项目应按国家标准GB755—81《电机基本技术要求》规定执行。此外，尚应增加下列试验项目：
　　a．相序试验；
　　b．测温元件绝缘电阻测定；
　　c．轴承绝缘电阻测定；
　　d．轴电压测定；
　　e．定子绕组匝间绝缘试验；
　　f．转子每个磁极交流阻抗测定；
　　g．定子对地电容电流测定；
　　h．动平衡校准（有必要时）；
　　i．飞逸转速试验（根据用户意见进行）
　　j．整机起晕电压试验；
　　k．水冷绕组流量、水压测定。

6.4水轮发电机的出厂试验在工厂内进行时，应有用户代表参加，所有试验结果均应有正式记录。

6.5水轮发电机及其附属设备在工地安装、试验完毕正式投入运行之前，应进行试运行和现场交接验收。

试运行与现场交接验收按《水轮发电机组安装技术规范》等有关规定进行。

6.6按照本技术条件和有关技术文件规定，在正确地保管、安装和使用的前提下，水轮发电机的保证期限为投入运行后2年，但从设备全部到达工地之日算起不超过3年。在此期间内如因制造质量原因而损坏或不能正常工作，制造厂应无偿为用户修理或更换。

6.7在水轮发电机保证期满后，由用户签署最终验收证明并付清机组费用。最终验收时，双方如有不同意见应立即呈报上级部门解决。必要时可根据签订的经济合同依法解决。在最终验收证明签署之前，制造厂应对所提供设备的质量完全负责。

7包装、运输、标志

7.1水轮发电机及其供货范围内的零部件、备品备件（见附录A、B）必须试验检查合格后才能装箱运输。

包装箱或运输件尺寸、重量等应符合交通部门的规定。超限设备的运输，由制造厂和有关方面达成协议。

7.2水轮发电机各部件的包装运输应符合专门规定。下列部件如：分瓣运输的定子、定子和转子线圈、励磁机、测速装置、定子和转子冲片、推力轴承和导轴承的精密加工零部件、精密仪表、各种盘柜、互感器、电气绝缘部件等应用密闭包装箱运输。根据不同的要求采取防雨、防潮、防震、防尘、防霉、防冻、防盐雾等措施。

制造厂应保证包装质量，在符合运输、储放的条件下保证期从发运之日起，不少于一年。

7.3包装箱中应有产品出厂证明书、技术文件及图纸、装箱清单及箱中物件存放位置的明细表。
包装箱外部标志及起吊位置等应遵守GB191—73《包装储运指示标志》的规定。

7.4制造厂每次发运的件数、箱数、编号、发运时间、车次等应在发运的同时通知收货单位。设备运到工地后，开箱检查时，用户和制造厂代表共同参加。如发现所到设备有损坏、错发、缺件等问题，由厂方代表通知制造厂查找原因并尽快采取补救措施。

开箱检查合格后，按《电力工业未安装电气设备维护保管规程》的规定，分类存放。

7.5水轮发电机的铭牌应标明：

名称、制造厂名、型号、产品编号、产品质量等级、总重量、额定容量、额定电压、电流、功率因数、相数、频率、转速、飞逸转速、励磁电压、电流、绝缘等级、出厂年月等。此外，每台空气冷却器应标明：冷却器型号、制造厂名、产品编号、冷却容量、冷却水进水温度、耗水量、工作水压力、重量、出厂年月等。

附录A供货范围
（补充件）

　　水轮发电机供货范围包括下列内容：
　　a．发电机本体：从大轴连接法兰以上风罩范围以内的所有零部件（包括测速装置）和装于发电机内部的电流互感器。
　　制造厂应提供主引线和中性引出线的成型绝缘母线（包括风洞壁上出线孔的绝缘板），根据协议也可提供裸铜母线和包扎绝缘材料。母线的长度、形状和连接方式应按用户要求配置。
　　b．冷却系统：对于空气冷却发电机应包括冷却器、内部管路、阀门、控制测量设备及相应的导线电缆等。对有轴承外循环冷却的发电机尚应包括外冷却器、油泵组及其附属器件。
　　对直接水冷的发电机，应包括整套水处理设备、补水及备用供水装置及其保护、控制、测量、信号等设备以及所有管路、阀门、配件和内部连接的导线电缆等。
　　c．制动系统：包括发电机内部制动用压缩空气管路、阀门、配件、制动盘及高压油泵等。采用电气制动的水轮发电机尚应包括定子短路开关柜、制动励磁设备、逻辑控制盘。若采用外接电阻短路制动方式时应包括定子串接电阻。
　　d．测温系统：包括全套测温元件、变送器、端子箱及内部连接的导线、管件等。用户如有要求，制造厂也可供应测温盘和盘内的全套设备。
　　e．灭火系统：采用水灭火的水轮发电机，制造厂应提供机组内部全套灭火喷头、管路、阀门及自动控制系统。采用二氧化碳灭火时，制造厂应提供二氧化碳储气罐及支座两套、称重磅秤、内外管路及所有配件、自动控制系统、测量仪表及信号装置。
　　此外，尚应提供装于发电机内部的感烟、感温或红外线监视器。
　　f．励磁系统：根据国家颁布的励磁技术条件的规定供货。
　　g．控制检测系统：自动控制装置、自动检测装置、各种传感器、自动化元件、检测仪器等根据协议向用户提供。
　　h．供货范围内设备安装用的预埋件、基础板、地脚螺栓、千斤顶、各种支架拉杆、调整螺栓、起吊用的吊环、吊耳、卡盘等。
　　此外，还应供给水轮发电机风洞加热干燥用的电热器、运行维护用的梯子、平台、护网等。
　　i．制造厂应向用户提供水轮发电机各种安装专用设备及工具。