Разработка и проектирование электроснабжения Челябинского машиностроительного завода. Часть 3

Таблица 5.6 — Результаты расчета КРМ в сети 0,4 кВ для двухтрансформаторных ТП

Конденсаторные установки имеют следующие преимущества:

–   малые удельные потери активной мощности;

–   не имеют в конструкции вращающихся частей;

–   просты в монтаже и эксплуатации;

–   экономически выгодны;

− имеют        возможность     подбора     любой     необходимой    мощности

компенсации;

− бесшумны.

5.5 Уточнение числа и мощности цеховых ТП после КРМ

Производим уточнение расчетных нагрузок и мощности трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности.

Расчетная реактивная нагрузка ТП3 с учетом установки компенсирующих устройств Q`_р.ц, кВАр:

Q`р.ц=Qр.ц -QΣ к.у .                                                 (5.9)

Для ТП1:

Q`_р.ц = 2433,27 – 650.00 = 1783,27 кВАр.

Полная расчетная мощность группы с учетом установки компенсирующих устройств S’_р.ц, кВА:

S`_р.ц= P_{рц. .}² +Q_рц²_{. .} ;                                               (5.10)

S’_р.ц = √4812,91² + 1783,27² = 5132,65 кВА

Определяем фактический коэффициент загрузки трансформатора:

5132,65

К_зф =              = 0,64 о. е.

4000 · 2

5132,65

К_ав =                  = 1,28 о. е.

4000

Результаты уточнения мощностей трансформаторов для остальных групп цехов сводим в таблицу 5.7

Таблица 5.7. Уточнение количества и мощности цеховых трансформаторов

Одним из значимых преимуществ использования конденсаторных установок является возможность автоматического контроля изменения реактивной мощности нагрузки в электросети и регулирование коэффициента мощности до положенных значений [8].

Установка конденсаторных установок на заводе снижают загрузку трансформаторов, обеспечивают питание электроприемников по кабелю меньшего сечения, позволяют подключить дополнительную нагрузку за счет разгрузки сети, позволяет предотвратить просадку напряжения для удаленных потребителей, исключает появления перенапряжений, обеспечивают пусть и остановку электрического двигателя и т. д. Таким образом, можно сделать вывод, что в настоящее время применение установок компенсации реактивной мощности является неотъемлемой частью процесса передачи электроэнергии.

5.6 Определение потерь мощности в цеховых трансформаторах

Для определения полной электрической нагрузки машиностроительного завода  необходимо учесть потери в силовых трансформаторах ТМ3 1000/10/0,4 кВ.

Для расчета потерь активной мощности в трансформаторах используем следующую формулу:

∆!         )                                           (5.11)          з.ф

где ΔP_х.х. – потери холостого хода трансформатора, кВт (таблица 5.5);  ΔPк.з. – потери короткого замыкания трансформатора, кВт (таблица 5.5);  n – количество трансформаторов на подстанции, шт.;

Kз.ф. – фактический коэффициент загрузки трансформатора (таблица 5.7).

Для ТП-1:

∆ =2 ∙ (5,2 + 0,64² ∙ 33,5)= 37,84 кВт

Потери реактивной мощности в трансформаторах вычисляются по формуле:

100                                                             100

где, i_o – ток холостого хода трансформатора, %; u_к – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Результаты расчёта потерь мощности в цеховых трансформаторах для остальных ТП сводим в таблицу 5.8

Таблица 5.8- Результаты расчёта потерь мощности в цеховых трансформаторах

Вывод по 5 главе: далее после определения расчетных нагрузок и потерь мощности в цеховых трансформаторах необходимо определить полную мощность необходимую для нормальной работы электроустановок машиностроительного завода.

∑!_« = 33869,42+ 292,78 = 34162,20 кВт

∑’_« = 12427,95 + 2037,94 = 14465,89 кВАр

*_« = √34162,20² + 14465,89² = 37098,76 кВА

Полная расчетная мощность нагрузки машиностроительного завода составила 37,098 МВА.

6 ВЫБОР СХЕМЫ ВНУТРИЗАВОДСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Электрической сетью называют совокупность соединенных между собой линий одного напряжения от ее источников к присоединенным к сети приемникам, включающей узлы распределения и ответвления линий. Сети промышленных предприятий разделяются на цеховые сети, питающие цеховые приемники электроэнергии и подразделяемые на силовые и осветительные, и на распределительные, питающие цеховые трансформаторы подстанции или преобразовательные установки.

Требования, предъявляемые к электроснабжению предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности, характера электрических нагрузок, особенностей производства, климатических условий и других факторов. Схема электроснабжения должна удовлетворять следующим требованиям: надежность, экономичность, удобство и безопасность эксплуатации, а также обеспечение необходимого качества электроэнергии у приемников и возможность дальнейшего развития сети.

Надежность сети определяется категорией потребителей. Экономичность сети характеризуется стоимостными показателями (приведенными затратами). Кроме того, необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок по территории предприятия, а также его потребляемую мощность.

Завод относится к предприятиям средней установленной мощности (то есть мощность предприятия находится в пределах от 5 до 75 МВт).

В связи с этим принимаем схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Ввиду наличия потребителей I-ой категории по степени бесперебойности питания предусматриваем секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

При построении схемы электроснабжения исходим из принципа максимально возможного приближения высшего напряжения к электроустановкам потребителей и применения минимального количества ступеней промежуточной трансформации.

Резервирование питания для отдельных категорий потребителей заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы схемы (линии, трансформаторы, аппаратура) несут в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме (после отключения поврежденных участков) принимают на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок.

При секционировании всех звеньев системы электроснабжения, начиная от шин ГПП, предусмотрена установка на них системы АВР (автоматического ввода резерва) для повышения надежности питания.

При этом в нормальном режиме работы обеспечивается раздельная работа элементов системы электроснабжения, что снижает уровень токов короткого замыкания, облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.

Мощность трансформаторов ГПП составляет 25 МВА. По способу присоединения понизительной подстанции к питающей линии она является тупиковой. Поэтому РУ-110кВ ГПП выполняется по схеме «два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ЛЭП». Эта схема более надежна в эксплуатации, чем схема с отделителями и короткозамыкателями, особенно в зимнее время. Перемычка позволяет сохранить в работе оба трансформатора при повреждении одной из питающих линий, а также обеспечить питание ГПП на время ревизии или ремонта силового трансформатора.

На стороне 10кВ ГПП применяем схему: «одна рабочая секционированная выключателем система шин». Она наиболее проста, но в то же время обеспечивает бесперебойное питание потребителей при исчезновении напряжения на одном из трансформаторов от другого через секционный выключатель.

7   ВЫБОР ТИПА И СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

7.1 Выбор сечения питающих кабельных линий 110 кВ ГПП

Питание ТП машиностроительного завода осуществляем от ближайшей ПС 110/10 кВ (35/10 кВ, 110/35/10 кВ) с секций шин 10 кВ. Расстояние от источника питания до ТП составляет 2000 метров.

При выборе провода необходимо знать жилы какого сечения нужны при протягивании провода. Выбор сечения провода, как правило, можно определить либо по потребляемой мощности, либо по потребляемому току. Также учитывать надо длину провода и способ установки. Также стоит учесть, что в дальнейшем возможно увеличение производственных мощностей на предприятии.

Производим расчет питающей воздушной линии 110 кВ:

ПС 110/10 кВ – ТП.

S_р = 37098,76 кВА.

Определим расчётный ток, протекающий по кабельной линии по выражению:  *р

^р  =                                                       (7.1)

2 ⋅ √3 ⋅ L_Н

Сечение кабельной линии проверяем по нагреву в послеаварийном режиме

(отключение одного трансформатора или одной кабельной линии)

*р

^_{Q_‘}  =                                               (7.2)

1 ⋅ √3 ⋅ L_Н

Imax 

I_доп  =   1,3 ∙ K_сн                                     (7.3)

где S_р – полная расчетная мощность, кВА;

U_н – номинальное напряжение, кВ;

37098,76

^р  =                        = 93,13А

2 ∙ √3 ∙ 115

^_{Q_‘}                                             186,25 А

Следующим условием проверим выбранный провод по экономической плотности:

^р

Cэк =                                                                (7.4)

^эк

По таблице [1] по значению T_max = 4000 ч/год и с учетом климатической зоны (центр России) находим рекомендуемую экономическую плотность тока:

^эк = 1,1 А/ мм²

93,13

Cэк =  = 84,66 мм²

1,1

Выбираем ближайшее стандартное (рациональное) значение сечения провода, равное 95 мм². Выбираем провод марки АС-95.

Согласно ПУЭ (п. 1.3.24) выбранное сечение провода должно быть проверено на допустимый максимальный ток в линии. Для голых проводов, провод марки АС-95, прокладываемых на улице допустимый ток составляет 330 А, это значительно превышает максимальный ток в проектируемой линии ВЛ 110 кВ.

Проверку на термическое действие токов КЗ не производим, т.к. провод неизолированный и проложен на открытом воздухе.

Проверку на электродинамическое действие токов КЗ не производим, т.к. величина ударного тока i_у<50кА (i_у=12,9кА).

Таким образом, из полученных сечений необходимо принять наибольшее — это провод АС-95/16 сечением q=95 мм², I_доп=330 А.

Ошиновку ОРУ 110кВ выполняем проводом питающей линии.

Принимаем провод марки АС-95/16, q=95 мм², d=13,5 мм, I_доп=330 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

Для района с чистой атмосферой и обычными полевыми загрязнениями атмосферы выбираем по восемь подвесных стеклянных изоляторов в гирлянде типа ПС6-Б.

7.2 Выбор сечения питающих кабельных линий 10 кВ

Кабельные линии, по которым заводские ТП получают питание от ГПП110/10 кВ, прокладываются в траншее. Для прокладки в траншее применяем кабели марки АПвБП.

Выбор сечений кабеля осуществляем по трем критериям:

–   по экономической плотности тока;

–   по нагреву;

–   по термической стойкости к токам КЗ.

Рассмотрим выбор кабелей на примере ТП-1 (2х4000 кВА).

Для потребителей I и II категории для бесперебойного питания принимаем две или более параллельно расположенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.

Определим расчётный ток, протекающий по кабельной линии по выражению:

р

^_р  =                                                         (7.5)

Н

Сечение кабельной линии проверяем по нагреву в послеаварийном режиме (отключение одного трансформатора или одной кабельной линии)

р

^_{Q_‘}  =                                                        (7.6)

Н

Imax 

I_доп  =   1,3 ∙ K_сн                                              (7.7)

где S_р – полная расчетная мощность, кВА;

U_н – номинальное напряжение, кВ;

#_сн – коэффициент снижения нагрузки равный 0,92 для двух кабелей и 1 при одном кабеле

Для ТП1:

^_«  147,28 А

10

^_{Q_‘}                                         294,56 А

294,56

^_доп                                     246,29 А

147,28

qэк =              = 105,20 мм²

1,4

Принимаем кабель АПвБП, q=120 мм², Iдоп=260 А

Из расчета можно сделать вывод, что выбранный провод имеет большой запас по сечению, который позволит в дальнейшем обеспечить увеличении электрических мощностей и уменьшение потери напряжения в линии.

Далее проверяем выбранный кабель по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах при фактической загрузке DU, %, по формуле:

–   в нормальном режиме:

где L — длина линии, км;

R_о, X_о — соответственно удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км; cosj — коэффициент мощности предприятия.

–   в аварийном режиме:

max   cosU + ‘_уд sin,

∆L_» = √3 ∙ 147,28 ∙ 0,15 ∙ (0,258 ∙ 0,9 + 0,44 ∙ 0,081) = 10,3 В

∆L_{Q_‘.»} = √3 ∙ 294,54 ∙ 0,15 ∙ (0,258 ∙ 0,9 + 0,44 ∙ 0,081) = 20,5 В

Вывод: ∆L_» = 10,3 В ≈ 0,5% < 5% то есть потери в сети 10 кВ не превышают 5%. Выбранный кабель удовлетворяет условиям.

Таблица 7.1 Выбора кабельных линий 10 кВ.

Таблица 7.2 Выбора кабельных линий 0,4 кВ.

7.3 Выбор сечения кабельных линий 0,4 кВ ремонтно-механического цеха

Сечение кабельной линии выбирается по длительному допустимому току. Расчетный ток в кабеле должен быть меньше длительного допустимого тока, с учетом поправочных коэффициентов. Расчетный ток определяем по формуле:

!н

^рас.  =                                                     (7.6)

L ∙ √3 ∙ $ef

где !н – полная расчетная мощность электроустановки; U — напряжение в сети.

В качестве примера произведем расчет выбора отходящей кабельной линии для сварочного агрегата:

15

^р  =                   = 33,31 А

0,4 ∙ √3 ∙ 0,65

Выбираем кабель типа ВВГнг(А)-LS 5х10, в таблицу 7.3 сводим полученные результаты.

Таблица 7.3 – Выбор типа и сечения кабеля для электроустановок ремонтно-  механического цеха 

Продолжение таблицы 7.3 – Выбор типа и сечения кабеля для электроустановок ремонтно-механического цеха 

Трассы кабельных линий 0,4 кВ в цехе, в соответствии с рекомендациями ПУЭ из.7, прокладываются преимущественно внутри помещений на лотках или в коробах, а также в штробах в полу.

8   РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

8.1 Расчёт токов КЗ в электроустановках, напряжением выше 1 кВ

Причинами коротких замыканий являются повреждения изоляции и неправильные действия обслуживающего персонала.

При коротком замыкании резко уменьшается общее сопротивление электрической системы. Это приводит к увеличению токов, протекающих в отдельных элементах электрической установки, а также к снижению напряжения, особенно в близи от места аварии.

Увеличение токов вызывает нагрев токоведущих частей, а также ведет к механическому повреждению элементов электроустановок. Снижение напряжения отрицательно сказывается на работе потребителей, а также может привести к нарушению устойчивой работы системы.

Расчет токов короткого замыкания производят для решения следующих основных задач [1,2,3,4]:

выбора схемы электрических соединений, ее оценки и сопоставления с дру-

гими; выявления условий работы потребителей в аварийных режимах; выбора аппаратов электроустановок и проверки проводников по условиям

их работы при коротких замыканиях; проектирования защитных заземлений; определения влияния линий электропередачи на провода связи; подбора характеристик разрядников; проектирования и настройки релейных защит; анализа аварий в электроустановках.

Расчет токов короткого замыкания производят одним из двух методов: методом именованных единиц или методом относительных единиц.

Расчёт токов к.з. в сетях системы электроснабжения данного завода проводить в относительных единицах с использованием шкалы средних значений напряжений в соответствии изложенной в руководящих указаниях. Предварительно принимаем базисную мощность S_б=S_к = 750 МВА по заданию на ВКР. За базисное напряжение принимаем среднее эксплуатационное напряжение той ступени, на которой предполагается КЗ: U_б1=115кВ – напряжение ВН трансформатора; U_б2=11кВ – напряжение НН трансформатора (ближайшая ПС 110/10 кВ).

Вычислим значения базисных токов по формуле:

_б

^_б  =                                                               (8.1)

L_б

В рассматриваемом случае для точек К1 и К2 получаем

^б1  =                = 5,02 кА

1000

^б2                                  53 кА

В относительных единицах рассчитываются сопротивления элементов системы. В рассматриваемом примере в соответствии, со схемой замещения, (смотрим рисунок 8.1) вычисляются следующие сопротивления.

1.                 Сопротивление системы:

x_с = 0, 6. о.е.

2.                 Сопротивление питающей воздушной линии

б

‘_л   =                                                                              (8.2)

‘               L2        ср

где L – длина воздушной линии 110 кВ;

x₀ – удельное сопротивление линии, Ом/км.

1000 i_л           0,605 о. е.

3.                   Сопротивление обмотки высокого напряжения трансформатора u    S k(в — н)           б

x          = 0,125   ,                                          (8.3)

^т.в                           100 · S

    т .ном

где u_k – напряжение короткого замыкания трансформатора, % ; S_т.ном – номинальная мощность трансформатора, МВА

Х_т.в                                                                     0,53 о. е.

4.                   Сопротивление обмотки низкого напряжения трансформатора

Uk(в − н) · S^б

x          = 1, 75                              _{100  · S}               ;                                             (8.4)    т.н

      т .ном

Х_т.н                                                       = 7,35 о. е

5.                   Общее сопротивление трансформатора

‘т  = ‘т.в  + ‘т.н                                                                                  (8.5)

Х_т = 0,53 + 7,35 = 7,88 о.е.

6.                   Сопротивления   кабельных  линий  от ПС 110/10 кВ до ТП-1 в относительных единицах по формуле 8.6,

Sб

X _W = X 0  L                                                                                   (8.6)

 U 2Б 2

1000

Х_l           0,27 ∙ 2,0 ∙         = 4,82 о. е

112

Значения периодической составляющей токов к.з. по формуле:

ES i

Iпо i = x_{S  i}  Iб i  ,                                               (8.7)

где x_Σi – суммарное сопротивление до точки КЗ, о.е.

Е_Σi – суммарная ЭДС источников питания, о.е.

Для точки К1:

x_Σ1 = x_c + x_л                                       (8.8)

Х 0,6 + 0,605 = 1,205 о.е.

0,6

^_по1                               5,02 = 2,50  кА

1,205

Для точки К2:

‘_n     + ‘т                    (8.9) Х 1,205 + 7,35 = 8,555 о.е.

0,6

^_по2                             53   = 3,72 кА

При наличии высоковольтных электродвигателей для точки К2 следует учитывать ток подпитки от них, увеличивающий.

Для точки К3:

‘n 1

Х 8,555 + 4,82 = 13,375 о.е.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ для точки К3 без учета подпитки от электродвигателей

0,6

^_по3                            53  = 2,38 кА

Далее определяем значения ударных токов к.з. по следующей формуле

у _о  к_у                                              (8.10)

Значения ударного коэффициента k_у приводятся в справочниках в [5] .

Для рассматриваемого примера расчёт даёт следующие результаты:

—   для точки К1:

√2 ∙ 2,50 ∙ 2 = 7,07 кА

—   для точки К2:

√2 ∙ 3,72 ∙ 1,92 = 10,10 кА

—   для точки К3:

кА

При выборе высоковольтных выключателей необходимо знать значение апериодической составляющей тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателей. Расчет этого значения проводится по формуле:

—t₀

ia t  = 2  Iпо eTa   ,                                             (8.11)

где    Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей

тока к.з., значения которой приводятся в справочниках [5], t₀ – усредненное значение собственного времени отключения выключателя (для современных выключателей около 0,01 с).

В рассматриваемом примере получены следующие результаты:

—   для точки К1:

=        ^0,05              2,89 кА

—   для точки К2:

4,84 кА

—   для точки К3:

2,76 кА

Полученные результаты сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1- Результаты расчета токов короткого замыкания

8.2 Расчёт токов КЗ в электроустановках, напряжением ниже 1кB

Сети промышленного предприятия напряжением до 1кB характеризуются большой протяжённостью и наличием большого количества коммутационно- защитной аппаратуры. При напряжении до 1кB даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток КЗ. Поэтому в расчётах учитывают все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивные, тaк и активные. Крoме тогo, учитываются активные сопротивления всех переходных контактов в этой цепи (на шинах, на вводах, и выводах аппаратов, разъёмные контакты аппаратов и контакт в месте КЗ). При отсутствии достоверных данных о контактах и их переходных сопротивлениях рекомендуется при расчете токов КЗ в сетях, питаемых трансформаторами мощностью до 1600 кBА, учитывать их сопротивление следующим образом: 0,015 0м—для распределительных устройств на станциях и подстанциях; 0,02 Ом —для первичных цеховых РП, а также на зажимах аппаратов, питаемых радиальными линиями от щитов подстанций или главных магистралей; 0,025 Oм —для втoричных цеховых РП, а также на зажимах аппаратов, питаемых от первичных РП; 0,03 Ом — для аппаратуры, установленной непосредственно у приемников электроэнергии, получающих питание от вторичных РП.

Расчет токов КЗ в точке К₄

Составим схему замещения (рисунок 8.2):

Рисунок 8.2 Схема замещения для точки К₄

ТП-1: 2х4000 (ТСЛЗ-4000/10): U_ВН = 10 кВ, U_НН = 0,4 кВ, S_ном = 4000 кВ∙А, U_к=7,5 %; D Р_кз=33,5 кВт; D Р_хх=5,2 кВт; I_хх=0,9 % .

Сопротивление цехового трансформатора:

L_#  ·*_б               7,5   0,4

i_Т∗  =100 · *_нт=  100 ⋅    4 = 0,007 Ом         Результирующее сопротивление:

i_n = i_С + i_ВЛ + i_Т∗ + Х_l1 + Х_ТП−1 = 13,375 + 0,007 = 13,382 Ом Периодическая составляющая тока КЗ в точке К₄:

q$″ ⋅ ^б^^       0,6 ⋅ 53

^К4  = iрез                      =            ,382 = 2,376 кА

13

Двухфазный ток КЗ:

√ 3              √3

^К4⁽²⁾ =     ⋅ ^⁽³⁾ =     ⋅ 2,376 = 2,057 кА

                          2                2

Далее рассчитаем ток КЗ в точке К5.

Участок 1: ТП-1 до ВРУ №1 (Ремонтно-механический цех).

Исходные данные:

Трансформатор сухой, схема соединения: треугольник / звезда-0; 4000 кВА

Z_тр = 0,005 Ом;( трансформатор сухой по ГОСТ11920 и ГОСТ2022 с соединением обмоток Δ/Y0 (4000кВА)) = 0,005 Ом)

Z_тп = 0,015 Ом;

Z _ВРУ = 0,030 Ом

Тип проводника: ВБбШвнг-LS 4х95.

L_ф1 = 150 м, L_з1 = 150 м

Аппарат защиты: автоматический выключатель ВА 88-37, ток 400 А (за 5.0 сек); Результаты:

Z_к3 = Z_оф1 ∙ L_ф1 + Z_оз1 ∙ L_з1 = (0,19 ∙ 1,50) + (0,06 ∙ 1,50) = 0,375 Ом

Z_s3 = Z_тр + Z_тп + Z_рп1 + Z _ВРУ + Z_к3 = 0,005 + 0,015 + 0,030 + 0,375 = 0,425 Ом Ток однофазного короткого замыкания:

I_kз1= 230 / Zs₁ = 230 / 0,425 = 541,18 А

Отношение тока однофазного короткого замыкания к номинальному току, установленного аппарата защиты (I_n=400 А):

I_kз1 / I_n = 541,18 /400 = 1,35 с.

Условия выполняются.

Выбираем коммутационный аппарат на 400 А.

По время токовой характеристики определяем, что время срабатывания выбранного аппарата защиты <5c. Защита линии обеспечена.

I_кз > I_ср.з, защита обеспечена

8.3 Проверка кабельных линий W1,W2 на термическую стойкость

Далее необходимо проверить сечений питающих кабелей W1,W2 на термическую устойчивость производится по условию:

C_т = (8.12)

С

где F_т — минимальное сечение кабеля по термической стойкости, мм² Iк.з – ток короткого замыкания, кА

t_ф – время действия тока короткого замыкания

С − коэффициент, учитывающий материал жил и тип изоляции, определяется согласно [5], А, для напряжения 10 кВ С =100. t_ф =0,4 c.

³ ∙ 2,38 ∙ √0,4

C_т              15,05 мм²

Согласно расчету проверки кабеля, на термическую стойкость минимально сечение кабеля не должно быть ниже 16 мм². Для питания ТП-1 10/0,4 кВ ранее был выбран кабель типа АПвБП 3х120 — 10кВ, следовательно, условия выполняются.