300 diseno de torres de transmision electrica

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

DISEÑO DE TORRES DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

T E S I S QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

I N G E N I E R O C I V I L

P R E S E N T A N: ALMA NANCY HERNÁNDEZ ROSAS

FABIAN MORALES PADILLA

MÉXICO DF 2005

TESIS DISEÑO DE TORRES DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA.

PROLOGO. 1

PRÓLOGO.

No ha sido nuestro único objetivo elaborar esta investigación para la titulación como Ingenieros Civiles, si no para enriquecer nuestros conocimientos acerca de los lineamientos técnicos y teóricos que se deben cumplir en la clasificación, análisis, diseño estructural, fabricación y montaje de torres de transmisión eléctrica.

Cabe mencionar que la elaboración de estas estructuras es compleja y requiere de estar capacitando día con día al personal técnico y constructivo, por que en la actualidad se mejoran los softwers para el análisis de estas y se mejoran también los materiales utilizados para la fabricación de estas estructuras.

Para la construcción de las torres es primordial cumplir con las normas de calidad y seguridad estructural dentro del campo laboral.

Este trabajo ha sido elaborado de acuerdo con las bases generales para la normalización en Comisión Federal de Electricidad, por ser la institución que rige la energía eléctrica en nuestro país.


INDICE.

ÍNDICE.

Pág.

PRÓLOGO. 1

INTRODUCCIÓN. 2

CAPITULO I

HISTORIA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. 3

EL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO A TRAVÉS DEL TIEMPO. 4

PROYECTOS A FUTURO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO. 8

ENFOQUE POLÍTICO A LA PRIVATIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN MÉXICO. 11

CAPITULO II

TIPOS DE CABLES NORMALIZADOS PARA CFE. 13

CAPITULO III

CARGAS Y FACTORES DE CARGA EN ESTRUCTURAS. 17

GENERALIDADES 18

PRESIONES DEBIDAS AL VIENTO. 29

CONDICIONES BÁSICAS DE CARGA. 79

COMBINACIONES Y FACTORES DE CARGA. 83

ÁRBOLES DE CARGA. 85

CAPITULO IV

DISEÑO DE TORRE 4BR2, 400KV, 2C, 2C/F POR COMPUTADORA. 87

METODO DE LA RESISTENCIA ÚLTIMA. 88

MIEMBROS EN TENSIÓN. 102

TIPOS DE JUNTA ATORNILLADAS. 106

DISEÑO DE TORRES POR COMPUTADORA 112


INDICE.

Pág.

TOPOLOGIA TORRE 4BR2, 400KV, 2C, 2C/F 118

DIAGRAMAS DE CARGAS. 120

REVISION DE ELEMENTOS ESTRUCTURALES EN LA TORRE POR LAS COMBINACIONES DE LAS CARGAS DE DISEÑO. (PROGRAMA Staad PRO versión 2003(L.R.F.D) ) 130

REVISION A COMPRESIÓN DE PIERNAS PRINCIPALES SEGÚN (A.S.C.E) 184

REVISION A COMPRESIÓN DE DIAGONALES SEGÚN (A.S.C.E) 189

DISEÑO DEL STUB (L.R.F.D) (A.S.C.E) 198

CAPITULO V

PROYECTO EJECUTIVO 214

CONCLUSIONES. 234

BIBLIOGRAFIA. 235


INTRODUCCION. 2

INTRODUCCIÓN

Hoy en día la sociedad requiere los servicios básicos para cubrir sus necesidades primarias, una de ellas es el consumo de energía eléctrica.

Para transportar la energía eléctrica a las grandes urbes en la actualidad es un reto ya que se requieren estructuras de gran magnitud como lo son estaciones eléctricas, subestaciones eléctricas, postes y torres de transmisión eléctrica.

Es importante mencionar que este trabajo requiere de un grado de seguridad elevado por ser una obra que en caso de fallar causarían la pérdida de un número importante de vidas, o perjuicios económicos o culturales excepcionales altos; así como aquellas cuyo funcionamiento es imprescindible y debe continuar después de la ocurrencia de fenómenos naturales.

La siguiente investigación conlleva un seguimiento minucioso para llevar a cabo el análisis detallado de las cargas y factores naturales que afectan a la estructura dependiendo del lugar en donde se situara, algunas de estas se enumeran a continuación:

§ Cargas debidas a la masa propia de los componentes de la línea.

§ Cargas debidas a eventos climáticos:

1: VIENTO 2. TEMPERATURAS EXTREMAS 3. HIELO

§ Cargas debidas a maniobras de tendido durante la construcción.

§ Cargas por mantenimiento.

Como se puede apreciar es importante visualizar todos los aspectos y así obtener un análisis y diseño optimo para que la estructura trabaje adecuadamente asegurándonos que tenga una larga vida útil.


CAPITULO I. 3

CAPITULO I

HISTORIA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA


CAPITULO I. 4

HISTORIA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

EL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO A TRAVES DEL TIEMPO

Los inicios de la energía eléctrica en México se remontan a finales del siglo XIX cuando comienza el periodo presidencial de Porfirio Díaz (18771911). Durante el porfiriato, en 1879 se instala en el estado de Guanajuato, en la ciudad de León, la primera planta termoeléctrica (de calor) generadora de energía eléctrica, utilizada por la fábrica textil La Americana. En esos primeros años, la energía eléctrica se usaba para la incipiente industria textil y minera; y muy poco para el servicio municipal, la iluminación de pocos espacios públicos y algunos pueblos. Dos años después, en 1881 da inicio el alumbrado público en el país cuando la Compañía Mexicana de Gas y Luz Eléctrica se hace cargo del alumbrado público residencial en la capital de la República Mexicana. Para 1885 la cañería que distribuía el gas para el alumbrado público en la capital era de 100 kilómetros, y se contaba con 50 focos de luz eléctrica, 2 mil faroles de gas y 500 de aceite para los barrios alejados del Centro. Diez años después de la aparición de la primera planta termoeléctrica, en 1889 entró en operación la primera planta hidroeléctrica en Batopilas, en el estado de Chihuahua y frontera con los Estados Unidos. De este modo, las plantas generadoras empezaron a cubrir las necesidades más allá de las fábricas y minas, atendiendo al comercio, al alumbrado público y a las residencias de las familias más ricas.

Durante el porfiriato llegaron a México empresas transnacionales de muchos tipos, y fue cuando el sector eléctrico tuvo un carácter de servicio público. Fue entonces cuando se colocaron las primeras 40 lámparas “de arco” en el actual Zócalo de la Ciudad de México, luego 100 lámparas a la plaza de la Alameda Central y posteriormente a la Avenida Reforma y otras principales calles de la ciudad. La demanda de electricidad atrajo a las empresas extranjeras como a la The Mexican Light and Power Company, de origen canadiense, que se instaló en la capital en 1898 y más tarde se extendió hacia el centro del país. En 1903 Porfirio Díaz le otorga la concesión de la explotación de las caídas de las aguas de los ríos de Tenango, Necaxa y Xaltepuxtla. La planta de Necaxa, en el estado de Puebla, fue el primer gran proyecto hidroeléctrico, con seis unidades y una capacidad instalada de 31.500 MW, y comenzó a transmitir el fluido eléctrico desde Necaxa a la Ciudad de México en 1905. Para ese año los canadienses ya controlaban a la Compañía Mexicana de Electricidad, la Compañía Mexicana de Gas y Luz Eléctrica y a la Compañía Explotadora de las Fuerzas Eléctricas de San Idelfonso. Un año después, en 1906, esta empresa canadiense obtiene de Porfirio Díaz y autoridades estatales nuevas concesiones en los estados de Puebla, Hidalgo, México y Michoacán, extendiendo su poder. Adquirió también la planta hidroeléctrica del Río Alameda, la Compañía de Luz y Fuerza de Toluca, la de Temascaltepec y la de Cuernavaca. Comenzó a elevar la capacidad de la planta de Necaxa y a modernizar las de Nonoalco y Tepéxic. De esta manera, la canadiense The Mexican Light and Power Company se convirtió en la principal empresa transnacional que tenía en su poder la mayor parte de la energía eléctrica de México, y su presencia se prolongaría hasta 1960. Cuarenta años después de que haya sido nacionalizada esta empresa por el gobierno mexicano, en enero de 2002, el embajador de Canadá en México, Keith Christie, expresó que la reforma al sector energético es fundamental para el crecimiento de la inversión privada canadiense en México, y estaría anhelando regresar al país con estas palabras: “Las empresas canadienses podrían aumentar inversiones si el Congreso y el Ejecutivo ofrecen un mayor espacio competitivo para la iniciativa privada”.

Para 1910 se producían ya 50 MW de los cuales el 80% las generaba la empresa canadiense The Mexican Light and Power Company (actualmente se generan alrededor de 38 mil MW en todo el país). Con el inicio del siglo XX comenzó el primer esfuerzo para ordenar la industria eléctrica por medio de la creación de la Comisión Nacional para el Fomento y Control de la Industria de Generación y Fuerza, conocida luego como Comisión Nacional de Fuerza Motriz. Durante la segunda década del siglo XX llegó a México la segunda empresa transnacional, ahora de origen estadounidense, llamada The American and Foreign Power Company, que instaló 3 sistemas interconectados en el norte. En el occidente se extendió otra compañía con empresarios


CAPITULO I. 5

extranjeros formando la Compañía Eléctrica de Chapala, con sede en la ciudad de Guadalajara, en el estado de Jalisco. Y el Sur, seguía sin existir.

A inicios del siglo XX la energía estaba prácticamente en manos de 3 empresas privadas extranjeras: The Mexican Ligth and Power Company, The American and Foreign Power Company y la Compañía Eléctrica de Chapala, quienes adquirieron las concesiones e instalaciones de la mayor parte de las pequeñas empresas extendiendo su poder y sus redes de distribución, y creando un monopolio que duró 20 años. Y parece que no aprendemos de la historia, ni del sentido común. Esto volverá a pasar de continuar con la apertura a las inversiones de las grandes empresas transnacionales en México. Esto sucede en cualquier rama de la economía, los peces grandes se tragan a los chicos.

Pero es hasta diciembre de 1933, cuando el Presidente substituto, el General Abelardo L. Rodríguez, envía al Congreso de la Unión la iniciativa que decreta la creación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), considerándose por primera vez a la electricidad como una actividad de utilidad pública y que, 70 años después, pretende regresar como actividad y utilidad privada. Sin embargo, la presión de las empresas transnacionales por mantener el monopolio fue tan fuerte que lograron posponer por cuatro años más, hasta 1937, la inauguración e inicio de operaciones de la CFE. Esto fue gracias al nuevo Presidente de la República, al General Lázaro Cárdenas del Río. Es curioso que los generales del ejército aquél que ayer nos dio patria y soberanía, rescatando los recursos estratégicos en manos de las empresas transnacionales extranjeras, y entregándolas a manos del pueblo mexicano, son ahora los que garantizan las inversiones de aquellos que ahora regresan por todo, son quienes en América Latina y el Caribe persiguen y matan indios, desplazan comunidades enteras y crean un ambiente de terror para que la Shell, Texaco, MobilOil, Unión Fenosa, EDF, AES y otras empresas energéticas más poderosas del mundo, sigan saqueando el Continente.

Resucitada ya la CFE en 1937 que nació muerta con el decreto de 1933, las empresas extranjeras intentaron de inmediato ahorcar al gobierno que exigía control y soberanía sobre el recurso estratégico, y suspendieron sus planes de expansión por lo que en los primeros cinco años de vida de la CFE, la capacidad instalada en el país sólo se elevó de 629.0 MW a 681.0 MW. En 1937 México tenía 18.3 millones de habitantes y sólo tres empresas tenían en sus manos el servicio de distribución de la energía eléctrica a 7 millones de habitantes, que equivalen al 38% de la población mexicana. Esas empresas distribuían la energía eléctrica principalmente a la población urbana que podría pagar el servicio, y no al 67% de la población que se encontraba en el campo.

La CFE comenzó a aumentar su capacidad de generación ante el incremento de la población, ante la demanda del comercio, del desarrollo y la industria del país, pero no contaba con redes de distribución, por lo que casi todo lo que producía lo entregaba a las grandes empresas monopólicas. Por ello la CFE crea sus primeros proyectos comenzando en 4 estados del país: Guerrero (Teloloapan), Oaxaca (Suchiate y Chía), Michoacán (Pátzcuaro) y Sonora (Ures y Altar). Poco después, el General Lázaro Cárdenas comienza el proceso de nacionalización de la industria eléctrica.

Para 1946 la CFE tenía ya una capacidad de 45,594 KW. Era el fin de la II Guerra Mundial y las empresas privadas habían dejado de invertir, por lo que la CFE tuvo que rescatarlas generando energía para que éstas la revendieran. En 1949 el Presidente de la República, Miguel Alemán, expide un Decreto que hizo de la CFE un organismo público descentralizado con personalidad jurídica y patrimonio propio. En 1960, de los 3,208 MW de capacidad instalada en el país, la CFE aportaba el 54%; la canadiense The Mexican Light and Company Power el 25%; la estadounidense The American and Foreign Power Company el 12%, y otras compañías el 9%. Sin embargo, el 64% de los mexicanos y mexicanas no contaban con electricidad. Estas empresas privadas invertían poco y se enfrentaban a las luchas sindicales que exigían justicia laboral. Es durante la década de los 50’s y 60’s que se dieron las luchas sindicales de los electricistas, médicos, ferrocarrileros y que culminaron con la matanza estudiantil del 2 de octubre de 1968.


CAPITULO I. 6

El 27 de septiembre de 1960, el Presidente Adolfo López Mateos nacionaliza la industria eléctrica comprando con fondos públicos y deuda externa los bienes e instalaciones de las empresas transnacionales. El gobierno adquirió en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de la canadiense The American Light and Power Company y se comprometió con ellas a pagar los pasivos (deudas) de esas empresas que ascendían a 78 millones de dólares. Por 70 millones de dólares obtuvo las acciones de la estadounidense American and Foreign Power Company. Sin embargo, el gobierno los comprometió a invertir ese dinero en México para evitar que todos esos dólares salieran del país. Al adquirir la Mexican Ligth and Power and Company, la nación mexicana adquirió 19 plantas generadoras que servían al Distrito Federal y a los estados de Puebla, México, Michoacán, Morelos e Hidalgo; 16 plantas hidráulicas y 3 térmicas; 137 Km. de línea de transmisión de doble circuito trifásico en el sistema de 220 KW; dos subestaciones transformadoras de cerro Gordo, México y El Salto, Puebla; 38 subestaciones receptoras conectadas a la red de transmisión de 85 y 60 KV; gran número de bancos de transformadores; 4,500 Km. de líneas primarias de distribución de 6 KV; 11 mil transformadores de distribución con capacidad de 670 mil KVA; y 6,800 Km. de líneas de baja tensión. Entre las plantas hidroeléctricas se obtuvieron: Necaxa, Patla, Tezcapa, Lerma, Villada, Fernández Leal, Tlilán, Juandó, Cañada, Alameda, Las Fuentes, Temascaltepec, Zictepec, Zepayautla y San Simón. Entre las plantas termoeléctricas: Nonoalco, Tacubaya y Lechería. Además la nación recibió el edificio situado en la esquina de Melchor Ocampo y Marina Nacional de la Ciudad de México y todos los inmuebles y muebles de las estaciones y plantas termoeléctricas e hidroeléctricas, así como equipos y materiales de oficina. Con el dinero del pueblo, se pagó todo esto.

Luego el gobierno garantizó legalmente este recurso de la Nación añadiendo el párrafo sexto del artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que dice lo siguiente: “Corresponde exclusivamente a la Nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público. En esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares, y la Nación aprovechará los bienes y recursos naturales que se requieran para dichos fines”. Esta es la “traba no arancelaria” que el gobierno de Fox pretende eliminar para legalizar lo que ya se está haciendo de manera ilegal y anticonstitucional, ya que desde hace tres años, por la vía de los hechos, la CFE entrega la producción y distribución de la energía eléctrica a las principales empresas transnacionales de Canadá, Estados Unidos, Francia, Japón, Alemania y España, entre otros.

Un año después, en 1961, la capacidad instalada de la CFE había llegado a 3,250 MW y, de toda la energía que producía, vendía el 25%. De no tener ninguna participación en la propiedad de las centrales generadoras de electricidad, por estar en manos extranjeras, pasó a tener el 54%, siendo así la CFE quien dirigía la energía eléctrica del país. En 1963 se crea la denominación social Compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A. (LyFC). En ésta década se configura la integración de los sistemas de transmisión entre el Sistema de Operación Noroeste, Noreste, Norte, Oriental, Occidental y Central. Y el Sur quedó nuevamente olvidado, todavía no existía para el desarrollo. En la década de los 60’s la inversión pública se destinó en más del 50% a obras de infraestructura entre los que se encuentran los centros generadores de energía de el Infiernillo y Temascal. Al final de la década se habían construido ya plantas generadoras por el equivalente a 1.4 veces lo hecho hasta esta época. La construcción de presas hidroeléctricas se extendió en todo el mundo generando millones de pobres expulsados de sus tierras y serios problemas ambientales irreversibles.

Para 1971, la CFE tenía una capacidad instalada de 7,874 MW. Al final de ésta década se dio un mayor crecimiento llegando a instalarse centrales generadoras por el equivalente a 1.6 veces lo hecho hasta el momento. En 1974 se le autoriza a LyFC a realizar los actos necesarios y procedentes para su disolución y liquidación. En esta década todos los sistemas de transmisión de energía eléctrica se encontraban interconectados, excepto Baja California y Yucatán que se incorporaron al Sistema Interconectado Nacional en 1990, quedando por fin el sistema de transporte de energía cubriendo casi la totalidad del territorio mexicano. Durante la década de los 70’s también se logró unificar la frecuencia eléctrica de 60 hertz en todo el país y en 5 años se


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logró la unificación más grande del mundo, ya que se visitaron 2 millones 434,810 consumidores de energía para adaptar sus equipos electrodomésticos a la nueva frecuencia; se convirtieron 32 centrales generadoras, con 87 unidades; y se ajustaron 41 subestaciones.

Así, grandes obras de infraestructura, pero mucha deuda externa pesaba sobre el país. Durante la década de los 80’s disminuyó la inversión en la CFE y, a partir de 1982 con el gobierno del presidente Miguel de la Madrid, comienza en México la aplicación de las políticas neoliberales y los Programas de Ajuste Estructural que empezaron a imponer el Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial. El país empieza a vender sus activos rápidamente cuando entonces el gobierno administraba alrededor de 1,115 empresas paraestatales. En 1989 se reforma la Ley del Servicio Público de Energía permitiendo que el Ejecutivo Federal pudiera disponer de la constitución, estructura y funcionamiento del servicio que venía proporcionando la Compañía de LyFC en liquidación. En este Decreto presidencial se afirmaba que “Las empresas concesionarias, entrarán o continuarán en disolución y liquidación y prestarán el servicio hasta ser totalmente liquidadas. Concluida la liquidación de la compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A., y sus asociadas Compañía de Luz y Fuerza de Pachuca, S.A., Compañía Mexicana Meridional de Fuerza, S.A., y Compañía de Luz y Fuerza Eléctrica de Toluca, S.A., el ejecutivo Federal, dispondrá la constitución de un organismo descentralizado con personalidad jurídica y patrimonios propios, el cual tendrá a su cargo la prestación del servicio que ha venido proporcionando dichas Compañías.” Será hasta febrero de 1994 cuando se crea por Decreto presidencial el organismo descentralizado Luz y Fuerza del Centro, con personalidad jurídica y patrimonio propio.

Luego, la capacidad de endeudamiento del gobierno mexicano se recuperó con la venta de empresas y el cumplimiento de las políticas de ajuste. Para 1991, la capacidad instalada de energía eléctrica ascendía a 26,797 MW. En la década de los 90’s se prepara el gobierno para entregar nuevamente en manos privadas la energía eléctrica del país. El presidente Ernesto Zedillo (19942000) amenazó en varias ocasiones con la privatización de la energía eléctrica sin lograrlo. Ahora, el presidente Vicente Fox tiene que pagar la factura atrasada, y lanza argumentos tramposos para justificar la desregulación del sector energético que ha traído malas experiencias en los Estados Unidos, Chile, Argentina, Guatemala, Perú, entre otros.

La generación de energía eléctrica se hace actualmente con 4 tecnologías disponibles: 1) centrales hidroeléctricas (usando el agua como fuente de energía); 2) eólicas (usando la fuerza del aire); 3) termoeléctricas (produciendo calor por medio de hidrocarburos como combustóleo, gas natural y diesel; con vapor de agua, del subsuelo; o por medio del carbón). 4) Nuclear (con el uso de uranio enriquecido). Pues bien, al iniciar el año 2002, México registraba la existencia de 159 centrales generadoras de energía en el país que incluye al Productor Externo de Energía PEE (inversión extranjera). Todas estas centrales tienen una capacidad instalada de generación de energía eléctrica de 37,650 MW (en 1938 la CFE tenía apenas una capacidad de 64 KW), e incluye las 4 Centrales de PEE con capacidad total de 1,455.43 MW. De esta capacidad instalada el 62.3% proviene de las termoeléctricas; el 24.94 proviene de hidroeléctricas; el 6.91% de centrales carboeléctricas; el 2.22% de geotérmicas; el 3.62 de la nucleoeléctrica de Laguna Verde; y el 0.01% de eoeléctrica. La energía actual alcanzaría para todos los habitantes. Sin embargo, en la llamada “demanda actual” tenemos que ubicar que es necesidad los Estados Unidos, como mayor consumidor de energía en el mundo (y al que México le suministra energía desde 1905); y de las empresas que se instalarán en la región en el marco del Plan PueblaPanamá y del Área de Libre Comercio de Las Américas (ALCA). En este sentido, obviamente, la energía no alcanzará.

Para conducir la electricidad desde las plantas de generación hasta los consumidores finales se requiere de redes de transmisión y de distribución, integradas por las líneas de conducción de alta, media y baja tensión. Las subestaciones eléctricas sirven para transformar la electricidad, cambiando sus características (voltaje y corriente), para facilitar su transmisión y distribución. Para ello se usan las subestaciones de transmisión y subestaciones de distribución de la energía. Pues bien, toda la red de transmisión contaba, en 1994 cuando surgió el conflicto armado en Chiapas, con 30,033 kilómetros que, para finales del 2001, llegaba a 38,848 Km. de red de transmisión con


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113,556 MVA de capacidad. Hoy existen 275 subestaciones de 113,556 MVA y 1,371 con 33,078 MVA; 40,148 Km. de líneas de subtransmisión; 5,858 circuitos de distribución con una longitud de 333,295 Km.; 809,005 transformadores de distribución de 26,671 MVA; 221,079 Km. de líneas secundarias de baja tensión y 488,132 Km. de menor voltaje.

Actualmente cuentan con electricidad 116,840 localidades de las cuales 113,350 son rurales y 3,489 urbanas. El servicio de energía eléctrica llega al 94.7% de la población, y quedan por electrificar 85,120 localidades; 4,265 localidades de 100 a 2,499 habitantes y 80,855 localidades con una población menor a 100 habitantes. En los últimos diez años se han instalado 52,169 pequeños módulos solares para el mismo número de viviendas. Como no se pretende invertir mucho en el sector rural, para la CFE “Esta será la tecnología de mayor aplicación en el futuro para las poblaciones pendientes de electrificación en el medio rural.” Por otro lado, el sector eléctrico en el país cuenta con 930 oficinas de atención al público y 974 cajeros Cfemático.

Para finales de septiembre del 2001, la CFE y LyFC daban servicio a un total de 24 millones 609 mil clientes en todo el país, los cuales han mostrado una tasa de crecimiento anual del 4.3% desde que estalló el conflicto en Chiapas en 1994. De todos estos clientes el 87.95% corresponde al sector Doméstico que aporta el 24.50% de las ventas de la CFE; el 10.32% al sector Comercial que aporta el 6.55% de las ventas; el 0.65% a Servicios con el 3.19% de las ventas; el 0.59% al Industrial del que se recauda el 59.33% de las ventas de energía; y el 0.49% al sector Agrícola que aporta el 6.43% de las ganancias anuales. El sector eléctrico tiene una oportunidad de cobranza que ha aumentado ligeramente del 98.5% en 1998, al 98.8% en el 2001. Para el año 2001, del volumen de ventas totales de la CFE, el 0.18% se exporta; el 77.11% corresponden de ventas directas al público; el 22.71% se suministra a LyFC quien da servicio al Distrito Federal, Estado de México, Hidalgo, Morelos y Puebla.

PROYECTOS A FUTURO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO

Considerar que el gobierno de la República tiene la facultad y responsabilidad de instaurar la política energética nacional y, en consecuencia, al ejecutarla mediante las instituciones y organismos oficiales respectivos Secretaría de Energía, Petróleos Mexicanos, Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro, su correcta aplicación resulta estratégica y trascendental para el progreso del país.

Por lo que el sector eléctrico debe vigorizar su presencia y participación, conforme a planes y programas de amplia visión y largo alcance, sustentados en actividades y trabajos constructivo productivos, a fin de realizar obras rentables y competitivas, que garanticen un auténtico negocio para la nación, el inversionista y la sociedad.

Los proyectos de infraestructura básica expuestos a continuación, conceptuados y planificados para diversos usos y propósitos, permitirán apoyar las metas, alcances y funciones del Proyecto Nacional "México Tercer Milenio", recomendado para ordenar y descentralizar las grandes ciudades y centros industriales del interior. Los presupuestos se estimaron en forma general, de acuerdo con costos promedios representativos de obras similares. El tiempo de ejecución varía de tres a cinco años

Proyectos Hidroeléctricos. Al cumplir con los objetivos básicos de aportar reserva, potencia y energía al sistema interconectado nacional se derivan múltiples beneficios como: dotación de agua; control de inundaciones y azolve; distritos de riego; turismo; navegación; piscicultura; y no menos importante, significan fuentes de trabajo para la población local. Entre los principales proyectos sobresalen:


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Sureste: Al ser la región más rica en agua y energía del país, adquiere prioridad para aprovechar de manera íntegra y productiva su valioso potencial hidroenergético. La actualización del sistema del río Grijalva: La Angostura, Chicoasen, Malpaso y Peñitas, aunado a la construcción de los proyectos LV Malpaso 2 y Mexcalapa, incrementaría la potencia en 43 % (5580 megawatts MW) y la producción en 41 % (15500 millones de kilowatts∙hora por año: Kwh.a) requiere una inversión de 20 000 millones de pesos.

El sistema UsuTulha ubicado en la cuenca del río Usumacinta, formado por los proyectos Boca del Cerro, Bajatzen y Chumpán, así como los aprovechamientos Quetzalli, Pico de Oro, Huixtan I, Huixtan ll, Jattza y Nance, integrantes del Complejo de Desarrollo del Sureste, que tendrían en conjunto una potencia de 10020 MW y generación de 35100 millones de Kwh.a, demandan una inversión del orden de 170 000 millones de pesos. Además de aportar energía limpia y ser valiosos almacenamientos de agua, controlarían las inundaciones en Tabasco y Campeche, agregarían un millón y medio de hectáreas a la agricultura y propiciarían la instalación de nuevos centros de población, industriales, comerciales y agropecuarios. También, contribuirían a incorporar el sureste al desarrollo nacional y reforzarían los programas de cooperación e interconexión con Centroamérica.

Golfo Norte: Sistema TzenValle. Situado dentro de la cuenca del río Pánuco, en el noreste del país se integraría con distintas obras, entre las que destacan: a) Presa de trasvase Extoraz; b) Proyecto Santa María 600 MW; c) Proyecto TzenValle 810 MW y d) Presa de derivación Micos, la cual crearía un inmenso lago artificial junto con el proyecto TzenValle en la huasteca potosina. La capacidad total del sistema sería de 1600 MW para producir 4295 millones de Kwh.a, e irrigaría por gravedad 135000 hectáreas. Necesitaría una inversión cerca de 65000 millones de pesos.

Pacífico Noroeste: Proyecto Montague (15000 millones de pesos). Aprovecharía las grandes mareas que ocurren en la desembocadura del río Colorado al Golfo de California. El vasto embalsemarisma, facilitaría una operación versátil de la central meremotriz potencia 800 MW y generación 3500 millones de Kwh.a, y al unir este lago mediante hidrovías a las ciudades de Mexicali y San Luis Río Colorado en México y Yuma en Estados Unidos las convertiría en puertos interiores. Su diquecarretero, sería otra alternativa de comunicación entre Sonora y Baja California.

Pacífico Occidental: Proyecto Ixcam, Nay. (7000 millones de pesos). Su finalidad es consolidar y ampliar el funcionamiento de la central hidroeléctrica Aguamilpa, lo cual incrementaría la generación en 1950 millones de Kwh.a y la capacidad en 640 MW, así como para apoyar las contingencias de operación en el occidente del país. Para lograrlo se necesita construir la presa Ixcatan en el río San Pedro, a fin de trasvasar sus aportaciones al embalse del proyecto Aguamilpa (río Santiago).

Pacífico Sur: Los proyectos Papagayo, Ometepec y VerdeAtoyac, tendrían como función fundamental, apoyar a los nuevos centros urbanos, industriales y agrícolas que formarían el moderno Complejo de Desarrollo del Pacífico Sur, propuesto para reordenar y desconurbar la región central Distrito Federal y los estados de México, Puebla, Morelos, Tlaxcala e Hidalgo, ante el riesgo inminente de ser inhabitable e ingobernable. Con una capacidad conjunta de 4260 MW para producir 9280 millones de Kwh.a, requerirían una inversión del orden de 40500 millones de pesos

El valioso y estratégico potencial hidroeléctrico que asocian estos sistemas y proyectos de multifunciones la aportación total sería de 19570 MW y 60460 millones de Kwh.a, equivalentes al 51% de la potencia y 32% de la generación del país, los cuales ahorrarían 100.77 millones de barriles de combustóleo y contribuirían a desplazar nuevas centrales de vapor que consumen combustibles fósiles y necesitan alta inversión en divisas. Asimismo, sus ventajas técnicas e


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importantes beneficios económicosociales, al conjuntarse con la actualización de los principales sistemas hidroeléctricos en operación, apoyarían de manera relevante el desarrollo nacional.

Proyectos Termoeléctricos. Construir los nuevos centros energéticos del México del siglo XXI, donde se instalen y funcionen en un solo lugar refinerías, centrales termoeléctricas, plantas petroquímicas e industrias asociadas de máxima capacidad, tratamiento y producción factibles para aprovechar en forma racional y responsable los recursos naturales norenovables, debe representar un propósito prioritario.

Al localizarse en zonas estratégicas, tanto para la red eléctrica nacional como para el procesamiento de hidrocarburos, las dos industrias más importantes PEMEX y CFE conjuntarán sus funciones e inversiones con óptimos índices de rentabilidad y productividad. Así, al existir compatibilidad y coordinación entre sus programas de expansión se alcanzaría un uso eficiente y competitivo del petróleo y gas natural.

Los sitios alternos para centrales termoeléctricas que cumplen con los criterios, normas y conceptos esenciales para formar los eficientes y modernos centros energéticos son: Punta El Morro, Ver. (3000 MW); PotosíZihuatanejo, Gro. (3000 MW); Francisco Zarco, Dgo. (1500 MW); Ciudad Camargo, Chih. (700 MW); Litigú, Nay. (3000 MW); Teopa, Jal. (1500 MW); Pátzcuaro, Mich. (700 MW); Rancho de Piedra, Tamps. (4500 MW); Minatitlán II, Ver. (3000 MW) e Isla Tiburón, Son. (3000 MW). La inversión aproximada es de seis millones de pesos por megawatt instalado.

La capacidad de los nuevos centros energéticos aseguraría el pleno suministro de los combustibles destinados a la industria eléctrica; facilitaría transformar en el país los hidrocarburos para darles mayor valor agregado y se exportarían productos procesados en lugar de petróleo crudo. Las centrales termoeléctricas que tendrían unidades turbogas para aprovechar mejor el calor residual, consumirían 8 millones de barriles de combustóleo o 1280 millones de metros cúbicos de gas natural por cada equipo turbogenerador de 750 MW a fin de producir 5000 millones de Kwh.a.

Fuentes Alternas. El sector eléctrico al constituir un elemento básico en el proceso de transformación masiva de energéticos primarios, adquiere una función e importancia especial para aprovecharlas en forma congruente y rentable.

Solar. El país por su atractiva ubicación cuenta con un significativo potencial, que conforme transcurre el tiempo su uso se torna viable, conveniente y económico.

Eólica. Tiene amplias posibilidades de utilizarse a gran escala, pero los equipos turbogeneradores deben quedar lo mejor protegido contra los vientos, rachas y lluvias ciclónicas a fin de evitar daños e incluso su destrucción.

Nuclear. Hoy es la fuente alterna de energía con mayor producción, y un buen sitio de considerarse nuevamente su participación, sería la isla Coronadosur para instalar una central subterránea con grupos turbogeneradores de 1250 MW.

Geotérmica. La principal central en operación Cerro Prieto (620 MW) presenta un abatimiento constante de los niveles freáticos. Existen otros yacimientos en el eje neovolcánico (Los Azufres 90 MW...) y en el golfo y la península de California.

Biomasa. Contribuiría a controlar los desechos orgánicos de las ciudades de México, Guadalajara, Monterrey, Tijuana, El Bajío..., generar electricidad, reducir la contaminación ambiental y conservar la calidad del agua superficial y subterránea.


CAPITULO I. 11

Rebombeo. Aunque no es una fuente alterna, representa una versátil central hidroeléctrica que participaría a satisfacer las horaspico, en substitución de centrales termoeléctricas del tipo turbogas y ciclo combinado. Algunos sitios son NecaxaRebombeo, Puebla (300 MW) y Cucapa, Baja California Norte (500 MW).

Por supuesto, los sistemas de transformación, transmisión y distribución, con sus respectivos presupuestos, equipos y materiales deben optimizarse de acuerdo a las condiciones y características de cada proyecto. La intención básica, es que la red eléctrica nacional al funcionar con el menor número de subestaciones y líneas de alta tensión alterna 400 y 735 kilovolts y en corriente directa 450 kilovolts, según sea la potencia por instalar y la energía por transportar, además de reducirse las pérdidas de transmisión y distribución se evitarían limitar posteriores ampliaciones.

Así, la Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro ensancharían sus expectativas para anticiparse a la evolución del país y los desafíos que implica la competencia internacional por la obtención de recursos económicos y financieros, al desarrollar con la decidida colaboración de los sectores oficial, privado y social, la construcción, operación y mantenimiento de bien planificados, programados, modernos y rentables proyectos hidroeléctricos, termoeléctricos y fuentes alternas; reafirmándose que lo más valioso de México son su territorio, recursos y riquezas potenciales, magnificados por el trabajo constructivoproductivo de los mexicanos.

ENFOQUE POLÍTICO A LA PRIVATIZACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN MÉXICO

Según la misma CFE, la paraestatal es “Una empresa de clase mundial con indicadores operativos”. Sin embargo, la campaña gubernamental hoy va encaminada a desprestigiar la empresa para encaminarla hacia la privatización. Hay al menos tres modos de privatización: 1) Venta de los activos (las instalaciones) de la empresa estatal para que la iniciativa privada se haga cargo directamente de esta actividad económica; 2) Liquidación de la empresa estatal, simplemente cerrándola, y como es necesaria esa actividad económica, se le deja la vía libre a la iniciativa privada; 3) Apertura a que las empresas privadas inviertan en lo que sólo ha sido exclusividad del Estado, creándose así mismo la competencia interna y paulatinamente creando las condiciones para las opciones 1 y 2. Esta tercera opción es por la que ha optado Vicente Fox, por ello repite intermitentemente, una y otra vez, que la CFE “no se privatizará”. Además insiste en que, sin inversión privada, no será posible responder a la demanda creciente de energía, por lo que es necesaria la Reforma Energética que además ayudará a mejorar la calidad del servicio eléctrico y disminuirá los precios. De lo contrario, serán necesarios los apagones.

Por lo pronto, aquí hay cuatro grandes mentiras presidenciales. Primera, sí es una privatización velada y que se acelerará cuando las empresas extranjeras, los peces grandes, puedan comerse a toda competencia, los peces chicos, regresando nuevamente como a principios del siglo pasado: la energía controlada por un puñado de transnacionales. Y esto no es nuevo, en Centroamérica los signos de este monopolio son terribles. Segunda, la inversión extranjera transnacional ya se está dando desde hace tres años de manera anticonstitucional. Alrededor de 40 licitaciones se han hecho y la mayoría han sido ganadas por empresas transnacionales de energía. Tercera, la privatización de la energía sí aumenta los precios y acelera su incremento cuando no hay competencia y se generan monopolios. Prueba de ello fue la crisis de la energía en California donde luego del aumento de los costos por parte de Enron, el gobierno californiano tuvo que realizar apagones por no contar con tanto presupuesto. En Centroamérica, el servicio por parte de las transnacionales es de pésima calidad además de realizar apagones.


CAPITULO I. 12

La campaña gubernamental va también acompañada de otras medidas: eliminar los subsidios, bajar la inversión estatal y fortalecer una campaña de descrédito publicitario y argumentos falsos. Se crea así un ambiente donde aquél que se atreva decir que se privatizará la energía y que es necesario mantener la soberanía del país, le llueven los calificativos de ‘proteccionista’, ‘retrógrado’, etc. Mientras el gobierno tenga en sus manos el control energético, se le llamará monopolio. Si pasa a una empresa transnacional, se le llama “libre comercio”. Si se subsidia a los pobres, se hace un escándalo; pero no si este va destinado a las grandes empresas o si se subsidia millonariamente a los banqueros con el Fobaproa.

La energía sí es un gran negocio, sí produce mucha riqueza, sí puede seguir siendo parte de la soberanía de la nación, sí puede ser una industria rentable y que al mismo tiempo subsidie a los sectores más vulnerables. Nuevamente, nuestra soberanía, está en peligro


CAPITULO II. 13

CAPITULO II

TIPOS DE CABLES NORMALIZADOS PARA CFE.


CAPITULO II. 14

DEFINICIONES

CABLE ACSR.

Es el cable constituido por un núcleo central de alambre(s) de acero galvanizado rodeado (s) por una (o más) capa(s) de alambre de aluminio duro dispuesto helicoidalmente.

ESPECIFICACIONES.

Todos los cables ACSR que utiliza la Comisión deben cumplir con lo indicado en la norma NOMJ 58. Sus características principales se indican en la tabla 1.

Para ambientes marinos y/o industriales se debe aplicar la especificación CFE E000018 para cables ACSR/AS y como alternativa, cuando así se solicite en el pedido, puede usarse cable ACSR indicado en la presente especificación con el (los) alambre(s) del núcleo central ya sea extragalvanizado(s) tipo “C” de acuerdo a la norma ASTMB498 o galvanizados y encerados de acuerdo con lo que especifique la Comisión.

TENSIONES NOMINALES.

Las tensiones nominales de operación de los cables ACSR deben corresponder preferentemente a las indicadas en la tabla 2.

MUESTREO.

Debe seguirse el procedimiento de muestreo indicado en la especificación CFE E000013.


CAPITULO II. 15

TABLA 1. CARACTERISTICAS GENERALES DE CABLES A C S R.

No. de alambres. Dimensiones mm* Descripció

n Corta.

Desig nació n

AWG kCM

Área de la

sección tot. mm 2

Área de la secció n AI. mm 2

AI Ace ro

d1 d2 D

Resistencia a la ruptura kN (Kgr)

Resist encia nomin al CD A

20ªC

Ma sa

Aprox .

Kg/ km

Clave

Cable ACSR 2

2 36.20 33.60 6 1 2.67 2.67 8.01 12.56(1280) 0.8507 136 EV00000261

Cable ACSR 1/0

1/0 62.40 53.60 6 1 3.37 3.37 10.11 19.03(1940) 0.5361 216 EV00000061

Cable ACSR 3/0

3/0 99.23 85.10 6 1 4.25 4.25 12.75 29.70(3030) 0.3367 343 EV00000861

Cable ACSR 4/0

4/0 125.10 107.20 6 1 4.77 4.77 14.31 37.47(3820) 0.2671 433 EV00000A61

Cable ACSR 266

266.8 157.72 134.90 6 7 2.57 2.00 16.28 50.03(5100) 0.2137 545 EV0000ALG7

Cable ACSR 336

336.4 196.30 170.60 26 7 2.89 2.25 18.31 62.54(6375) 0.1694 669 EV0000ARG7

Cable ACSR 477

477.0 281.10 241.60 26 7 3.44 2.68 21.80 86.52(8820) 0.1195 977 EV0000BIG7

Cable ACSR 795

795.0 468.50 402.60 26 7 4.44 3.45 28.10 130.06(14165) 0.0717 1628 EV0000BFG7

Cable ACSR 900

900.0 515.20 456.10 54 7 3.28 3.38 29.50 143.72(14550) 0.0634 1725 EV0000BKL7

Cable ACSR 1113

1113.0 603.00 562.70 45 7 4.00 2.66 31.98 137.72(14039) 0.0513 1869 EV0000BUK7

PRUEBAS.

Deben realizarse las pruebas indicadas en la norma NOMJ58.

EMPAQUE.

Se debe cumplir con la especificación CFE L000011 y con lo indicado a continuación.

Carretes.

Deben utilizarse carretes que cumplan con lo especificado en la norma NOMEE161.

Masa en kg del tramo de embarque.

La masa en kg del tramo de embarque esta dada por la tabla 3 con una tolerancia + 5% excepto para el calibre de 1113 kCM, que debe ser de + 2.5%.

Entrega de Tramos y sus penalizaciones.

En pedidos directos al fabricante, la Comisión no tiene obligación de adquirir cables de masa (longitud) diferente a la especificada, sin embargo como una opción y solo hasta el 10% de la masa total del lote de pedido, podrá aceptar tramos de menor masa, aplicando la penalización indicada en la tabla 4.


CAPITULO II. 16

Cada carrete debe tener una placa metálica con los siguientes datos marcados en alto relieve:

• Nombre del fabricante, • Clave y descripción corta, • Designación (calibre), • Longitud en m, • Masa en kg, • Numero de pedido, • Año de fabricación, • La leyenda “Hecho en México”.

TABLA 2. TENSIONES NOMINALES Y DESIGNACIONES PREFENTES.

Mediana tensión kV Alta tensión kV Descripción Corta.

Baja tensión 240V

13.8 24 34.5 69 115 230 400 Cable ACSR 2 X X X X Cable ACSR 1/0 X X X X Cable ACSR 3/0 X X X X Cable ACSR 4/0 X X X X Cable ACSR 266 X X X X Cable ACSR 336 X X X Cable ACSR 477 X X Cable ACSR 795 X X Cable ACSR 900 X Cable ACSR 1113 X X

TABLA 3. MASA Y LONGITUD DE CABLES ACSR.

Descripción Corta. Masa kg Longitud aproximada m. Cable ACSR 2 565 4160 Cable ACSR 1/0 565 2620 Cable ACSR 3/0 565 1640 Cable ACSR 4/0 565 1300 Cable ACSR 266 2000 3670 Cable ACSR 336 2000 2910 Cable ACSR 477 2000 2050 Cable ACSR 795 2000 1230 Cable ACSR 900 2330 1370 Cable ACSR 1113 1868 1000

TABLA 4. PENALIZACION.

Para todos los cables excepto el 1113 kcm Para el cable 1113 kcm % de la masa especificada

Descuento al precio en %

% de la masa especificada

Descuento al precio en %

Mayor de 105 30 (al tramo excedente)

Mayor de 102.5 30 (al tramo excedente)

10595 0 102.597.5 0 94.985 10 97.485 10 84.975 15 84.975 15 74.965 20 74.965 20 64.955 25 64.955 25 54.950 30 54.950 30


CAPITULO III. 17

CAPITULO III

CARGAS Y FACTORES DE CARGA EN ESTRUCTURAS.


CAPITULO III. 18

GENERALIDADES.

DEFINICIONES.

TORRE: Las torres son sistemas estructurales que se idealizan como un conjunto de barras o elementos finitos de sección constante y material elástico homogéneo e isótropo, nodos y apoyos o fronteras, o sea las barras están conectadas por nodos y se apoyan en diferentes tipos de fronteras.

La función básica de las torres es la de soportar los cables conductores de energía, así como el hilo de guarda que nos sirve para proteger los conductores contra descargas atmosféricas y en la actualidad también nos sirve para la transmisión de voz y datos por medio de la fibra óptica.

Existen diversos tipos de torres de acuerdo a la función que desempeñan en la línea de transmisión:

§ SUSPENSION: Las cuales soportan el peso de los cables, cadenas de aisladores y herrajes, además del viento transversal, siendo las tensiones longitudinales iguales a cero, siempre se localizaran tangentes.

§ DEFLEXION: Se colocan en los puntos de inflexión a lo largo de la trayectoria.

§ REMATE: Se colocan al inicio y al final de la línea de transmisión, además en tangentes largas mayores a 5.0Km. como rompetramos de acuerdo a la especificación de C.F.E.

Las torres se componen de:

§ Hilo de guarda.

§ Aisladores, herrajes y cables.

§ Crucetas.

§ Cuerpo recto.

§ Cuerpo piramidal (para diferentes niveles).

§ Cerramientos.

§ Extensiones (patas).

§ Stub.


CAPITULO III. 19

Figura No. 1 Partes que componen la torre de transmición eléctrica 4BR2.

CRUCETA DE HILO DE GUARDA

CRUCETA SUPERIOR DE CONDUCTORES

CUERPO RECTO

CRUCETA INFERIOR DE CONDUCTORES

CUERPO PIRAMIDAL

AUMENTOS

CERRAMIENTOS

CUERPO PIRAMIDAL

AUMENTOS

EXTENSIONES

STUB UÑAS O CLEATS

CIRCUITO IZQUIERDO CIRCUITO DERECHO

El stub (el ángulo de anclaje a la cimentación) se debe diseñar de acuerdo a las especificaciones de A.S.C.E, ya que posee ciertas características para que se ancle a la cimentación con el fin de que el perfil propuesto tenga el anclaje suficiente para resistir las fuerzas de tensión y compresión a las que esta sometida la estructura en la zona donde terminan las extensiones y termina el terreno para así dar comienzo a la cimentación , el stub posee lo que es el ángulo de espera que es el perfil que llega a la cimentación y los Cleto o uñas que son perfiles LI sujetos al ángulo en espera y colocados de cierta manera para distribuir los esfuerzos a la cimentación.


CAPITULO III. 20

ESPECIFICACIONES TECNICAS PARA EL DISEÑO DE TORRES PARA LINEAS DE SUBTRANSMICION Y TRANSMICION.

CFE J100050 NOVIEMBRE 2002.

OBJETIVO

Esta especificación define, tipifica y establece los lineamientos y de calidad que deben cumplir en la clasificación, análisis, diseño estructural, fabricación, montaje, pruebas mecánicas en prototipo y suministro de las torres autosoportadas y con retenidas.

DEFINICIONES.

A) Deflexión. Es el ángulo máximo de cambio de dirección en la trayectoria de la línea de transmisión que permite la torre en estudio sin afectar su estabilidad, de acuerdo con su diseño eléctrico y estructural.

B) Claro Medio Horizontal. Es la semisuma de los claros adyacentes a la torre y se utiliza para calcular las cargas transversales que actúan sobre la estructura debidas a la acción del viento sobre los cables, también llamado “Claro de viento”.

C) Claro Vertical. Es la suma de las distancias horizontales entre los puntos más bajos de las catenarias de los cables adyacentes a la torre y se utilizan para determinar las cargas verticales, que actúan sobre la estructura, debidas al peso de los conductores y cables de guarda, también llamado “Claro de peso”.

D) Utilización. La conjunción de los tres parámetros anteriores sirve para designar el “USO” de la torre: Deflexión / Claro Medio Horizontal / Claro Vertical.

Figura No. 2

LINEA DE TRANSMICION ELECTRICA



SUBE

STA

CION ELE

CTR

ICA.

SUBESTACION ELECTRICA.

INICIO

FINAL

TORRE REMATE TORRE

DEFLEXION

DEFLEXION

TORRE SUSPENSION

TORRE REMATE


CAPITULO III. 21

CLASIFICACIÓN.

Los diferentes tipos de torres que se solicitan en cada línea de subtransmisión y transmisión, se indican en la memoria de cálculo en este caso y estas deben de tener clave de diseño normalizado, como se indica a continuación:

A) Primer Dígito.

Indica la tensión de operación: 4 para 400 kV. 2 para 230 kV. 1 para 115 kV.

B) Segundo Dígito.

Indica el uso de la estructura: A Suspensión claros cortos. B Suspensión claros medios. C Suspensión claros largos. X Deflexión hasta 30º Y Deflexión hasta 90º R Remate. T Transposición. S Transición. G =CT (Suspensión claros largos y Transposición). W =YR (Deflexión y Remate). Z =XYR (Deflexiones y Remate).

C) Tercer Dígito.

Indica el número de circuitos; para torres, se selecciona el mayor.

D) Cuarto Dígito.

Indica el número de conductores por fase.

E) Hasta Dos Dígitos Adicionales (Opcional).

Son para identificar alguna característica particular de la torre.


CAPITULO III. 22

Figura No. 3 Clasificación.

T O R R E R E M A T E 4 B R 2.

T O R R E 4 B R 2.

P A R A

4 0 0

k V.

R

E

M

A

T

E.

2

C I R C U I T O S.

2

C O N D. / F A C E.

AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS (A.S.C.E 52) Desing of Latticed Steel Transmission Structures.

De acuerdo al documento que se hace referencia que es de la Sociedad Americana de Ingenieros Civiles y que trata de el diseño de estructuras de transmisión de acero en celosía.

Se trabajara con esa bibliografía para lo siguiente:

Diseño de miembros en compresión Diseño de miembros en tensión. Diseño del stub

Se puede decir que los miembros en compresión son elementos estructurales sometidos sólo a fuerzas axiales; es decir, las cargas son aplicadas a lo largo de un eje longitudinal que pasa por el centroide de la sección transversal del miembro.

El diseño de estructuras de acero en celosía para transmisión especifica requerimientos para el diseño y la fabricación y prueba de miembros y conexiones para estructuras eléctricas de transmisión. Estos requerimientos son aplicables a formas de acero rolado en caliente y rolado en frío. Los componentes estructurales (miembros, conexiones y retenidas) son seleccionados para resistir cargas factorizadas de diseño a esfuerzos aproximando de soporte o tolerancia, traslape, fractura o cualquier otra condición limitante especificada en el estándar del documento A. S. C. E. 52.

El estándar aplica a estructuras de acero en celosía para transmisión. Estas estructuras pueden ser autosoportadas o retenidas. Estas consisten en miembros prismáticos de acero rolado en caliente o en frío conectado por tornillos.


CAPITULO III. 23

ESTRUCTURACION.

La estructuración de torres es la primera etapa del proyecto estructural. En ella se define la geometría de la estructura en planta y elevación en base a requerimientos eléctricos (Distancias eléctricas), flechas y tensiones y árboles de carga, se establecen los materiales a emplear, se determinan los elementos principales, secundarios y redundantes, se proponen las secciones tentativas de los elementos estructurales, se conceptualizan las uniones entre ellos, se definen, los elementos no estructurales y sus sistemas de fijación a la estructura.

La estructuración se basa en gran medida en la experiencia y la creatividad de los ingenieros proyectistas. Ésta etapa del proceso de diseño deberá llevarse acabo cuidando que se cumpla con la especificaciones vigentes, así como los documentos que integran las bases del contrato.

En ésta etapa del diseño estructural no se requieren llevar a cabo los cálculos matemáticos complicados, pues las dimensiones de los elementos estructurales y algunos otros requisitos se definen a partir del estudio eléctrico de las torres, el uso, que se define como Deflexión / Claros Medio Horizontal / Claro vertical y el tipo de estructura que puede ser en: Suspensión, Deflexión y Remate o derivación.

Es aconsejable que al llevar a cabo la estructuración se trate en la medida posible, que las torres sean conceptualizadas de manera tal, que se presenten formas sencillas y simétricas y que éstas características se cumplan también en lo referente a masas de rigideces, tanto en planta como elevación.

Recomendaciones generales sobre la estructuración de torres:

Sencillez, simetría y regularidad en planta. Sencillez, simetría y regularidad en elevación. Uniformidad en la distribución de resistencia, rigidez, ductilidad, hiperestaticidad.

Existen tres definiciones básicas del tipo de torres de acuerdo a la función que desempeñan en la línea de transmisión. Las estructuras de Suspensión, las cuales soportan el peso de los cables, cadenas de aisladores y herrajes, además del viento transversal, siendo las tensiones longitudinales iguales a cero, siempre se localizarán en tangentes; las torres de Deflexión se colocan en lo puntos de inflexión a lo largo de la trayectoria de la línea y por último las de Remate se colocan al inicio y final de la línea de transmisión, además en tangentes largas mayores a 5.0Km.

A continuación se presentan algunos de los ejemplos de la estructuración en torres autosoportadas y retenidas que son diseñadas de diferente manera de acuerdo a los requisitos y el criterio del diseñador de torres, con esto se amplia la gama de diseños en estructuras de esta índole.


CAPITULO III. 24

Figura No. 4 Torre EA4B22CA+15

Figura No. 5 Torre 4CT23


CAPITULO III. 25

Figura No. 6 Torre EA4W22MA+15

Figura No. 7 Torre 2B1 (DX) +16


CAPITULO III. 26

Figura No. 8 Torre 2Z1 (E2) +16

Figura No. 9 Torre E92W11CA +16


CAPITULO III. 27

Figura No. 10 Torre 2R1 (E3) +16

Figura No. 11 Torre 4BR1 (DM)


CAPITULO III. 28

Figura No. 12 Estructuración Italiana.

Figura No. 13 4eb2 +15


CAPITULO III. 29

PRESIONES DEBIDAS AL VIENTO.

Las torres y/o postes para transmisión de energía eléctrica, constituyen los elementos de soporte básico de conductores, cables de guarda y/o comunicación, aisladores, herrajes, accesorios, etc.

A través de los años debido a la expansión del sistema eléctrico nacional, se han instalado diversos tipos de estructuras de acero. De acuerdo a las exigencias o particularidades geográficas en las diferentes tensiones eléctricas y número de circuitos por línea de transmisión.

En Comisión Federal de Electricidad, a partir de 1977 se inició el diseño eléctrico de siluetas para torres, fundamentando el dimensionamiento con los criterios básicos de aislamiento por impulso, en resultados experimentales de laboratorio en cuanto al comportamiento por distintas configuraciones de electrodos, así como el empleo de la teoría del modelo electrogeométrico para optimizar la posición del cable de guarda. Así, las primeras siluetas obtenidas de esta forma corresponden la línea de transmisión ChicoasenJuile Temascal, aisladas a 400 kV con dos circuitos y convertible a 800 kV un circuito. A partir de 1980 se inicia el desarrollo de nuevas siluetas de torres, tales como:

A) Torres auto soportadas:

230 kV 1 y 2 Circuitos. 230 kV 4 Circuitos, 400 kV IC (Corrección de blindaje). 400 kV 2 Circuitos. 115 kV 1 Circuito.

.

B) Torres con retenidas:

230 kV 2 Circuitos. 400 kV 1 Circuito.

C) Postes troncocónicos:

115 kV 2 Circuitos 230 kV 1 Circuito. 400 kV 2 Circuitos.

La toma de decisiones técnicas económicas y/o de impacto ambiental requiere de un sistema de información estructurado y versátil, que soporte la solución de problemas complejos, que conllevan cada una de las etapas o fases que integran el ciclo de vida de las líneas de transmisión.


CAPITULO III. 30

El concepto de confiabilidad estructura se define como la probabilidad de que una línea de transmisión realice su función (transmitir la energía eléctrica) bajo un conjunto de condiciones y durante un tiempo especificado. El complemento de la confiabilidad es la probabilidad de falla.

En el caso del análisis de postes troncocónicos y según el Manual de Diseño de Obras Civiles (diseño por viento) establece en el capitulo L sección 4.3 la clasificación de las estructuras según su importancia las estructuras en estudio pertenecen al grupo A.

GRUPO A.

Estructuras para las que se recomienda un grado de seguridad elevado. Pertenecen a este grupo aquellas que en caso de fallar causarían la pérdida de un número importante de vidas, o perjuicios económicos o culturales excepcionales altos; así como aquellas cuyo funcionamiento es imprescindible y debe continuar después de la ocurrencia de vientos fuertes tales como los provocados por huracanes. Ejemplos de este grupo son las construcciones cuya falla impida la operación de plantas termoeléctricas, hidroeléctricas y nucleares entre estas, pueden mencionarse las chimeneas. Las subestaciones eléctricas, las torres y postes que formen parte de líneas de transmisión importantes. Dentro de esta clasificación también se cuentan las centrales telefónicas e inmuebles de telecomunicaciones principales, puentes, estaciones terminales de transporte, estaciones de bomberos de rescate de policía, hospitales e inmuebles médicos con áreas de urgencias, centros de operación en situaciones de desastre, escuelas, estadios, templos y museos.

La clasificación de estructuras de acuerdo con su respuesta ante la acción del viento en la sección 4.4 las estructuras para líneas de transmisión pueden ser tipo 2 ó 3.

TIPO 2: Estructuras que por su alta relación de aspecto o las dimensiones reducidas de su sección transversal son especialmente sensibles a las ráfagas de corta duración y cuyos períodos naturales largos favorecen la ocurrencia de oscilaciones importantes en la dirección del viento. Dentro de este tipo de estructuras se cuentan los edificios con relación de aspecto a mayor que cinco o con periodo fundamental mayor que un segundo, además se consideran las torres atirantadas, torres auto soportadas para líneas de transmisión, chimeneas, tanques elevados, antenas, bardas, parapetos, anuncios y en general las construcciones que presentan una dimensión muy corta paralela a la dirección del viento.

TIPO 3: Estas además de todas las reunir estructuras. Características de las del tipo 2 presentan oscilaciones importantes transversales al flujo del viento provocado por la aparición periódica de vórtices o remolinos con ejes paralelos a la dirección del viento. En este tipo se consideran la construcción y elementos aproximadamente cilíndricos o prismáticos esbeltos, tales como chimeneas, tuberías exteriores o elevadas, arbotantes, postes de distribución y cables de transmisión.

CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL ANALISIS ESTRUCTURAL POR VIENTO.

Las consideraciones que se señalan son aplicables al análisis de estructuras de soporte y cables sometidos a la acción del viento:


CAPITULO III. 31

A) Dirección de análisis.

Las estructuras de soporte se analizaran suponiendo que el viento puede actuar por lo menos en dos direcciones horizontales perpendiculares e independientes entre si. Se elegirán aquellas que representen las condiciones más desfavorables para la estabilidad de la estructura (o parte de la misma) en estudio. En el caso de los cables solo será necesario el análisis para el caso en que el viento incide perpendicularmente a sus ejes longitudinales, así como los efectos oscilatorios que puedan presentarse.

B) Análisis estructural.

A fin de llevarlo a cabo, principalmente para las estructuras de soporte, se pueden aplicar los criterios generales del análisis elástico. Con ayuda de un código de análisis computarizado que modele estructuras reticulares en forma tridimensional.

EFECTOS DEL VIENTO A CONSIDERARSE.

Por su localización geográfica y su forma, las líneas de transmisión de energía eléctrica son muy sensibles ante los efectos de ráfagas de viento, por tal razón, la respuesta dinámica generada por la interacción entre el sistema estructural (torres y/o postes y cables) y el viento es el que predomina en este caso.

Los efectos que se deben tener presentes en el análisis de la estructura de soporte y cables sometidos a la acción del viento son los siguientes:

A) Empujes dinámicos en la dirección del viento.

Consisten en fuerzas dinámicas paralelas al flujo principal causadas por la turbulencia del viento y cuya fluctuación en el tiempo influye de manera importante en la respuesta estructural. Estos empujes se presentan principalmente sobre estructuras muy flexibles que presentan una dimensión muy corta paralela a la dirección del viento.

Los empujes dinámicos se originan cuando el flujo del viento presenta un régimen turbulento y se debe principalmente a las fluctuaciones en su velocidad es decir a las ráfagas y su duración.

B) Vibraciones transversales al flujo.

La presencia de cuerpos en particular los cilíndricos o prismáticos esbeltos dentro del flujo del viento general entre otros efectos el desprendimiento de vortices alternantes que a su vez provocan sobre los mismos cuerpos fuerza y vibraciones trasversales a la dirección del flujo. Entre estos cuerpos se encuentran los postes de transmisión y distribución cilíndricos los cables conductores e hilos de guarda.


CAPITULO III. 32

C) Vibraciones a alta frecuencia.

Estas vibraciones se presentan principalmente en los cables de transmisión sometidos a ráfagas de viento y en ocasiones se produce fatiga en los apoyos de los mismos.

La separación de los vértices provoca grandes succiones en la parte posterior de cuerpos expuestos al flujo sobre todo en los de sección cilíndrica. Esto se traduce por una parte, en una fuerza adicional de arrastre en la dirección del movimiento del fluido y por otra los vértices alternantes inducen sobre el cuerpo fuerzas transversales periódicas susceptibles de generar una amplificación excesiva de la respuesta dinámica.

D) Inestabilidad aerodinámica.

Se define como la dinámica de la respuesta causada por los efectos combinados de la geometría de la estructura y los distintos ángulos de incidencia del viento tal es el caso del fenómeno del galopeo.

El galopeo es una inestabilidad aerodinámica que se presenta en los cables, la cual consiste en la aparición de vibraciones importantes de los cables cuando el flujo del viento incide ortogonalmente a la línea. Generalmente el galopeo se asocia con condiciones climáticas particulares como son baja temperatura y alta humedad. En estas condiciones se forma una cubierta de hielo que se adhiere a los conductores, alterando su sección transversal y favoreciendo al galopeo. En nuestro país estas condiciones climáticas se presentan principalmente al norte y en las partes altas de las zonas montañosas.

Para analizar las líneas de transmisión ante los efectos dinámicos mencionados en (A) se aplicara el factor de respuesta dinámica debida a ráfagas para la estructura de soporte y para los cables.

PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LAS ACCIONES POR VIENTO.

A fin de evaluar las fuerzas provocadas por la acción del viento, se propone a utilizar un procedimiento que toma en cuenta la sensibilidad a los efectos dinámicos del viento. Dicho procedimiento se llama análisis dinámico. En el cual se afirma que una estructura o elemento es sensible a los efectos dinámicos del viento cuando se presentan fuerzas importantes provenientes de la interacción dinámica entre el viento y la estructura. Tal es el caso de las estructuras de soporte y los cables que forman parte de una línea de transmisión de energía eléctrica.

Para evaluar las presiones de viento sobre la estructura de soporte cable conductor e hilo de guarda inicialmente se clasifica la línea según su importancia en nivel I y II para seleccionar el periodo de retorno asociado. Posteriormente se determina la velocidad de diseño, definiendo la velocidad regional con el período de retorno requerido, el factor de topografía, la categoría del terreno según su rugosidad y el factor de exposición. Obtenida la velocidad de diseño se calcula el factor de corrección de densidad y poder cuantificar la presión dinámica de base, para que finalmente se calculen las presiones y fuerzas que actúan tanto en la estructura de soporte como sobre los cables conductores e hilo de guarda. (Figura No.1).

Después de calcular las presiones, estas se aplican en la obtención de árboles de carga con base a las especificaciones de Comisión Federal de Electricidad CFE 1610054 y CFE 1/00050.


CAPITULO III. 33

INICIO

CLASIFICACION DE LA LINEA SEGÚN SU IMPORTANCIA

NIVEL I, II, III

DETERMINACIÓN DE LA VELOCIDAD DE DISEÑO

DEFINIR LA VELOCIDAD REGIONAL (Vr) PARA EL Tr. REQUERIDO

FACTOR DE EXPOSICIÓN FALFA

FACTOR DE TOPOGRAFIA LOCAL Ft

CATEGORIA DEL TERRENO CAT. 1, 2, 3, 4.

FALFA

CALCULO FINAL DE VD VD = Ft Falfa Vr

FACTOR DE CORRECCIÓN DE DENSIDAD (G) Y PRESIÓN DINAMICA DE BASE (qz)

qz = 0.00480 G VD 2

DETERMINACIÓN DE LAS PRESIONES Pz

PRESIONES EN ESTRUCTURA PRESIONES SOBRE LOS CABLES

Pz = Fgt Ca q Pz = Fgc Cac q

Figura No 14. Diagrama de flujo del procedimiento para obtener las cargas por viento en estructuras de soporte cable conductor e hilo de guarda.


CAPITULO III. 34

INICIO

UBICACIÓN GEOGRAFICA DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN

ELÉCTRICA.

DEFINIR EL DIMENSIONAMIENTO ELÉCTRICO Y MECÁNICO.

DETERMINAR LAS VELOCIDADES REGIONALES MAX. PARA EL Tr DE 50 Y 10

AÑOS

CALCULO DE LAS PRESIONES DE VIENTO MAXIMO.

CALCULO DE LAS PRESIONES DE VIENTO REDUCIDO.

ANÁLISIS MECÁNICO DE CABLES (33% DE LA TENSIÓN

DE RUPTURA).

CALCULO DE LOS ÁRBOLES DE CARGA.

OBTENCION DE LAS DIVERSAS CONDICIONES DE COMBINACION DE CARGAS.

RECEPCIÓN DE DATOS EN EL SOFTWARE STAAD PRO2003. (L.R.F.D)

OBTENCIÓN DEL ANÁLISIS Y DISEÑO.

Figura No 15. Diagrama General del Procedimiento para la obtención de el Análisis y Diseño de la Torre 4BR2.

REVISIÓN DE ELEMENTOS PRINCIPALES POR EL CÓDIGO (A.S.C.E).


CAPITULO III. 35

DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DINÁMICA DE BASE.

CLASIFICACIÓN DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN SEGÚN SU IMPORTANCIA.

El diseño de las líneas de transmisión debe realizarse seleccionando un nivel de importancia de la línea el cual, a su vez, esta relacionado con el período de retorno de la velocidad regional, como se muestra en la tabla 5.

TABLA 5. NIVELES DE IMPORTANCIA Y SUS PERIODOS ASOCIADOS

NIVELES DE

IMPORTANCIA I II III

T periodo de retorno de las

Cargas de diseño en años 50 100 200

Probabilidad de falla anual (%)

1/2T a 1/T

1.00 a

2.00

0.50 a1.0

0.25 a

0.50

VOLTAJE ⊇ 115 KV 115 230

KV 400 KV

La selección del nivel de importancia adecuado para una línea en particular debe hacerse en función de los siguientes aspectos:

A) La consecuencia de una falla. La falla de una línea de transmisión puede causar medianas o graves consecuencias, por lo que el proyectista debe asignarle un nivel de importancia.

B) El grado de interconexión que tenga la línea de manera que se pueda mantener continuamente el suministro de la energía eléctrica. Esto en general se puede relacionar con el voltaje de la línea.

C) La localización y la longitud de la línea. Puede ser necesario seleccionar. Un nivel más alto para una línea que cruce un área urbana que esa misma línea localizada en campo abierto. Asimismo, si todos los parámetros son los mismos, una línea más larga puede presentar mayores fallas que una corta, pues una larga esta expuesta a un mayor número de eventos severos y por lo tanto es más susceptible de sufrir una falla; asimismo, al existir mayor número de componentes estructurales es más vulnerable a las fallas.

“En CFE se utiliza un período de retorno de 50 años para el diseño de estructuras de soporte para líneas de transmisión”.


CAPITULO III. 36

DETERMINACIÓN DE LA VELOCIDAD DE DISEÑO.

La velocidad de diseño, VD es la velocidad a partir de la cual se calculan los efectos del viento sobre las estructuras de soporte, cables y aisladores.

La velocidad de diseño, en la Km. /h se obtiene de acuerdo con la ecuación:

R T D V F F V α =

DONDE:

T F Factor que depende de la topografía del sitio adimensional.

α F Factor que toma en cuenta el efecto combinado de las características de exposición local y de la variación de la velocidad con la altura adimensional.

R V Velocidad regional que le corresponde el tramo de la línea en estudio en Km. /h.

DETERMINACIÓN DE LA VELOCIDAD REGIONAL.

La velocidad regional del viento VR, es la máxima velocidad media probable de presentarse con un cierto periodo de recurrencia en una zona o región determinada del país.

MAPAS DE ISOTACAS.

En los mapas de isotacas que se incluyen en las figuras 3, 4, 5, 6 y 7 se presentan las velocidades máximas para diferentes periodos de retorno la velocidad se refiere a condiciones homogéneas que corresponden a una altura de 10 metros sobre la superficie del suelo en terreno plano, es decir, no considera las características de rugosidad locales del terreno ni la topografía especifica del sitio. Así mismo dicha velocidad se asocia con ráfagas de 3 segundos y toma en cuenta la posibilidad de que se presenten vientos debidos a huracanes en las zonas costeras. La velocidad regional VR se determina tomando en consideración tanto la localización geográfica del tramo de la línea como su importancia. En las figuras siguientes se muestran los mapas de isotacas regionales correspondientes a periodos de retorno de 2000, 200, 100, 50 y lO años, respectivamente. El tramo de la línea se localizará en el mapa con el período de retorno que corresponde al nivel al que pertenece la línea a fin de obtener la velocidad regional. Si existen tramas que crucen diferentes isotacas se deberá seleccionar la más desfavorable. En la tabla 6 se presentan las principales ciudades del país y sus correspondientes velocidades regionales para diferentes periodos de retorno.

MAPAS DE ISOTACAS DE VIENTO REDUCIDO CON HIELO.

Este viento reducido esta basado en la estimación de las velocidades de viento esperadas durante un período máximo en que permanece el hielo depositado sobre los cables durante y después de que ocurre una tormenta de hielo, para esta situación se supone que los depósitos de hielo permanecen durante siete días. Con esta idea y a través de un análisis estadístico se elaboraron mapas de isotacas de viento reducido de la República Mexicana para los diferentes periodos de retorno.


CAPITULO III. 37


CAPITULO III. 38

TABLA 6. VELOCIDADES REGIONALES DE LAS CIUDADES MÁS IMPORTANTES.

VELOCIDADES (km/h) CIUDAD

Num.

Obs: V10 V50 V100 V200 V2000

Acapulco, Gro. 12002 129 162 172 181 209 Aguascalientes Ags. 1001 118 141 151 160 189 Campeche Camp. 4003 98 132 146 159 195 Cd. Guzmán Jal. 14030 101 120 126 132 155 Cd. Juárez Chih. 116 144 152 158 171 Cd. Obregón Son. 26020 147 169 177 186 211 Cd. Victoria Tamps. 28165 135 170 184 197 235 Coatzacoalcos Ver. 30027 117 130 137 145 180 Colima Col. 6006 105 128 138 147 174 Colotlan Jal. 14032 131 148 155 161 178 Comitán Chis. 7025 72 99 112 124 160 Cozumel Q Roo. 23005 124 158 173 185 213 Cuernavaca Mor. 17726 93 108 114 120 139 Culiacán Sin. 25014 94 118 128 140 165 Chapingo Edo. Mex. 15021 91 110 118 126 150 Chetumal Q Roo. 23006 119 150 161 180 220 Chihuahua Chih 8040 122 136 142 147 165 Chilpancingo Gro. 12033 109 120 127 131 144 Durango Dgo. 10017 106 117 122 126 140 Ensenada B.C. 2025 100 148 170 190 247 Guadalajara Jal. 14065 135 149 155 160 174 Guanajuato Gto. 11024 127 140 144 148 158 Guaymas Son. 26039 130 160 174 190 237 Hermosillo Son 26040 122 151 164 179 228 Jalapa Ver. 30075 118 137 145 152 180 La Paz B.C. 3026 135 171 182 200 227 Lagos de Moreno Jal. 14083 118 130 135 141 157 Leon Gto 11025 127 140 144 148 157 Manzanillo Col. 6018 110 158 177 195 240 Mazatlán Sin. 25062 145 213 225 240 277 Mérida Yuc. 31019 122 156 174 186 214 Mexicali B. C. 100 149 170 190 240 México D. F. 9048 98 115 120 129 150 Monclova Coah. 5019 123 145 151 159 184 Monterrey N. L. 1952 123 143 151 158 182 Morelia Mich. 16080 79 92 97 102 114 Nvo Casa Grandes Chih. 8107 117 134 141 148 169 Oaxaca Oxa. 20078 104 114 120 122 140 Orizaba Ver. 30120 126 153 163 172 198 Pachuca Hgo. 13022 117 128 133 137 148 Parral de Hgo Chih. 121 141 149 157 181 Piedras Negras Coah. 5025 137 155 161 168 188 Progreso Yuc. 31023 103 163 181 198 240 Puebla Pue. 21120 93 106 112 117 132 Puerto Cortes B. C. 3046 129 155 164 172 196 Querétaro Qro. 22013 103 118 124 131 147 Río Verde S. l. P. 24062 84 111 122 130 156 Salina Cruz Oax. 20100 109 126 135 146 182 Saltillo Coah. 5034 111 124 133 142 165


CAPITULO III. 39

TABLA 6. VELOCIDADES REGIONALES DE LAS CIUDADES MÁS IMPORTANTES.

VELOCIDADES (km/h) CIUDAD

Num.

Obs: V10 V50 V100 V200 V2000

S. C. De las Casas Chis. 7144 75 92 100 105 126 San Luis Potosí S. L. P. 24070 126 141 147 153 169 S. La Marina Tamps. 28092 130 167 185 204 252 Tampico Tamps. 28110 129 160 177 193 238 Tamuin S. L. P. 24140 121 138 145 155 172 Tapachula Chis. 7164 90 111 121 132 167 Tepic Nay. 18039 84 102 108 115 134 Tlaxcala Tlax. 29031 87 102 108 113 131 Toluca Edo. Mex. 15126 81 93 97 102 115 Torreón Coah. 5040 136 168 180 193 229 Tulancingo Hgo 13041 92 106 110 116 130 Tuxpan Ver. 30190 122 151 161 172 204 Tuxtla Gutiérrez Chis. 7165 90 106 110 120 141 Valladolid Yuc. 31036 100 163 180 198 240 Veracruz Ver. 30192 150 175 185 194 222 Villahermosa Tab. 27083 114 127 132 138 151 Zacatecas Zac. 32031 110 122 127 131 143


CAPITULO III. 40

TABLA 7. UBICACIÓN, ALTITUD Y TEMPERATURA MEDIA ANUAL DE LAS CIUDADES MÁS IMPORTANTES.

DATOS CIUDAD

Num.

Obs: LONGITUD LATITUD Asnm (M) T. Med. Anual (ºC")

Acapulco, Gro. 12002 99.93 16.83 28 27.50 Aguascalientes Ags. 1001 102.30 21.88 1908 18.20 Campeche Camp. 4003 90.55 19.83 5 26.10 Cd. Guzmán Jal. 14030 103.47 19.70 1507 21.50 Cd. Juárez Chih. 106.48 31.73 1144 17.10 Cd. Obregón Son. 26020 109.92 27.48 100 26.10 Cd. Victoria Tamps. 28165 98.77 23.77 380 24.10 Coatzacoalcos Ver. 30027 94.42 18.15 14 26.00 Colima Col. 6006 103.72 19.23 494 24.80 Colotlan Jal. 14032 103.27 22.12 1589 21.40 Comitán Chis. 7025 92.13 13.25 1530 18.20 Cozumel Q Roo. 23005 86.95 20.52 10 25.50 Cuernavaca Mor. 17726 99.23 18.90 1560 20.90 Culiacán Sin. 25014 107.40 24.82 84 24.90 Chapingo Edo. Mex. 15021 98.85 19.50 2250 15.00 Chetumal Q Roo. 23006 88.30 18.50 3 26.00 Chihuahua Chih 8040 106.08 28.63 14.23 18.70 Chilpancingo Gro. 12033 99.50 17.55 1369 20.00 Durango Dgo. 10017 104.67 24.03 1889 17.50 Ensenada B.C. 2025 116.53 31.85 13 16.70 Guadalajara Jal. 14065 103.38 20.67 1589 19.10 Guanajuato Gto. 11024 101.25 21.03 2050 17.90 Guaymas Son. 26039 110.90 27.92 44 24.90 Hermosillo Son 26040 110.97 29.07 237 25.20 Jalapa Ver. 30075 96.92 19.52 1427 17.90 La Paz B.C. 3026 110.30 24.17 10 24.00 Lagos de Moreno Jal. 14083 101.92 21.35 1942 18.10 Leon Gto 11025 101.07 21.12 1885 19.20 Manzanillo Col. 6018 104.28 19.05 8 26.60 Mazatlán Sin. 25062 106.42 23.20 8 24.10 Mérida Yuc. 31019 89.65 20.98 9 25.90 Mexicali B. C. 115 32.67 1 22.20 México D. F. 9048 99.20 19.40 2240 23.40 Monclova Coah. 5019 101.42 26.88 591 21.60 Monterrey N. L. 1952 100.30 25.67 538 22.10 Morelia Mich. 16080 101.18 19.70 1941 17.80 Nvo Casa Grandes Chih. 8107 107.95 30.42 155 17.80 Oaxaca Oxa. 20078 96.72 17.07 1550 20.80 Orizaba Ver. 30120 97.10 18.85 1284 19.00 Pachuca Hgo. 13022 98.73 20.13 2426 14.20 Parral de Hgo Chih. 105.67 26.93 1661 17.70 Piedras Negras Coah. 5025 100.52 28.70 220 21.60 Progreso Yuc. 31023 89.65 21.30 8 25.40 Puebla Pue. 21120 98.20 19.03 2150 17.30 Puerto Cortes B. C. 3046 111.87 24.43 5 21.40 Querétaro Qro. 22013 100.40 20.58 1842 18.70 Río Verde S. l. P. 24062 100.00 21.93 987 20.90 Salina Cruz Oax. 20100 95.20 16.17 6 26.00


CAPITULO III. 41

TABLA 7. UBICACIÓN, ALTITUD Y TEMPERATURA MEDIA ANUAL DELAS CIUDADES MAS IMPORTANTES.

DATOS CIUDAD

Num.

Obs: LONGITUD LATITUD Asnm (M) T. Med. Anual (ºC")

Saltillo Coah. 5034 101.02 25.43 1609 17.70 S. C. De las Casas Chis. 7144 92.63 16.73 2276 14.80 San Luis Potosí S. L. P. 24070 100.98 22.15 1877 17.90 S. La Marina Tamps. 28092 98.20 23.77 25 24.10 Tampico Tamps. 28110 97.85 22.20 12 24.30 Tamuin S. L. P. 24140 98.77 22.00 140 24.70 Tapachula Chis. 7164 92.27 14.92 182 26.00 Tepic Nay. 18039 104.90 21.52 915 26.20 Tlaxcala Tlax. 29031 98.23 19.30 2252 16.20 Toluca Edo. Mex. 15126 99.67 19.28 2680 12.70 Torreón Coah. 5040 103.45 25.53 1013 20.50 Tulancingo Hgo 13041 98.37 20.10 2222 14.90 Tuxpan Ver. 30190 97.40 20.95 14 24.20 Tuxtla Gutiérrez Chis. 7165 93.12 16.75 528 24.70 Valladolid Yuc. 31036 89.65 21.30 8 26.00 Veracruz Ver. 30192 96.13 19.20 16 25.20 Villahermosa Tab. 27083 92.92 17.98 10 25.20 Zacatecas Zac. 32031 102.57 22.78 2612 13.50


CAPITULO III. 42


CAPITULO III. 43


CAPITULO III. 44


CAPITULO III. 45


CAPITULO III. 46


CAPITULO III. 47

FACTOR DE TOPOGRAFÍA FT .

Este factor toma en cuenta el efecto topográfico local del sitio de desplante de la estructura de soporte, así como el efecto en los cables sobre las velocidades máximas, por ejemplo: si la estructura se ubica en las laderas o cimas de colinas o montañas de altura importante con respecto al nivel general del terreno circundante, se generaran aceleraciones del flujo del viento y por consiguiente deberá incrementarse la velocidad regional para obtener las presiones reales del viento. En la tabla 8 se muestran los valores que se recomiendan con base en la experiencia para el factor de topografía de acuerdo con las características topográficas del sitio:

TABLA 8. FACTOR TOPOGRÁFICO LOCAL.

SITIOS TOPOGRAFÍA FT

• Base de promontorios y faldas de serranías del lado del sotavento.

0.80 Protegidos

• Valles serrados. 0.90

Normales

• Valles cerrados prácticamente plano campo abierto ausencia de cambios topográficos importantes con pendientes menores de 5%.

1.00

• Terrenos inclinados con pendientes entre 5 y 10 % valles abiertos y litorales planos.

1.10

Expuestos • Cimas de

promontorios colinas y montañas terrenos con pendientes mayores que 10% cañadas cerradas y valles que formen un embudo o cañón isla.

1.20

Es factible que existan sitios cuya topografía no puede identificarse plenamente con las catalogadas anteriormente debido a la variedad de lugares con características intermedias entre las definidas en dicha tabla 8 o a sitios que presenten combinaciones complejas de promontorios y terraplenes. Para ellos podrá hacerse una interpolación entre valores de la misma tabla 8 pero se recomienda que el valor del coeficiente resultante se encuentre dentro del intervalo

20 . 1 80 . 0 ≤ ≤ T F .El criterio y la experiencia de CFE determina que . 0 . 1 ≥ T F


CAPITULO III. 48

DEFINIR EL FACTOR DE EXPOSICIÓN F∝

El coeficiente F∝ refleja la variación de la velocidad del viento con respecto a la altura "z", así mismo, considera las características de rugosidad que se presentan alrededor del tramo de la línea en estudio. En la tabla 9 se muestran cuatro categorías de terreno atendiendo al grado de dicha rugosidad. Si el tramo de línea cruza diferentes tipos de terreno deberá seleccionarse la que ocasione los efectos más desfavorables:

TABLA 9. CATEGORIAS DEL TERRENO SEGÚN SU RUGOSIDAD.

CAT DESCRIPCION EJEMPLOS LIMITACIONES

1

• Terreno abierto prácticamente plano y sin obstrucciones.

Franjas costeras planas zonas pantanosas campos aéreos pastizales y tierras de cultivo sin setos o bardas alrededor superficies nevadas planas.

La longitud mínima de este tipo de terreno en la dirección del viento debe ser 2000 m.

2 • Terreno plano u

ondulado con pocas obstrucciones.

Campos de cultivo o granjas con pocas obstrucciones tales como setos o bardas alrededor árboles y construcciones dispersas.

Las obstrucciones tienen alturas de 1.5 a 10 m. en una longitud mínima de 1500 m.

3

• Terreno cubierto por numerosas obstrucciones estrechamente espaciadas.

Áreas urbanas suburbanas. o cualquier terreno con numerosas obstrucciones estrechamente espaciadas. El tamaño de las construcciones corresponde al de las casas y viviendas.

Las obstrucciones presentan alturas de 3 a 5 m. la longitud mínima de este tipo de terreno en la dirección del viento debe ser de 500 m. o 10 veces la altura de la construcción la que sea mayor.

4

• Terreno con numerosas obstrucciones largas altas y estrechamente espaciadas.

Bosques centros de grandes ciudades y complejos industriales bien desarrollados.

Por lo menos el 50% de los edificios tienen una altura mayor que 20 m. las obstrucciones miden de 10 a 30 m. de altura la longitud mínima de este tipo de terreno en la dirección del viento debe ser la mayor de entre 400 m. y 10 veces la altura de la construcción

En la dirección del viento que se este analizando el terreno inmediato a la estructura deberá presentar la misma rugosidad (categoría) cuando menos en una distancia denominada longitud mínima de desarrollo la cual se consigna en la tabla 9 para cada categoría de terreno. Cuando no exista esta longitud mínima el factor de exposición. F∝ deberá modificarse para tomar en cuenta este hecho. En este caso, el diseñador podrá seleccionar, entre las categorías de los terrenos que se encuentren en una dirección de análisis dada, la que provoque los efectos más adversos y determinar el factor de exposición para tal categoría.


CAPITULO III. 49

El factor de exposición, F∝ se obtiene de acuerdo con las expresiones siguientes:

Si m z 10 ≤ α

δ α

= 10 56 . 1 F

Si δ < < z 10 α

δ α

= z F 56 . 1

Si δ ≥ z 56 . 1 = α F

• δ Es la altura medida a partir del nivel del terreno de desplante por encima de la cual la variación de la velocidad del viento no es importante y se puede suponer constante a esta altura se le conoce como altura gradiente.

• α El coeficiente que determina la forma de la variación de la velocidad del viento con la altura y es adimensional.

Los coeficientes α y δ están en función de la rugosidad del terreno y se presentan en la tabla 10.

TABLA 10. VALORES DE LOS COEFICIENTES α y δ .

CATEGORIAS DE TERRENO COEFICIENTES

1 2 3 4

α 0.099 0.128 0.156 0.170

δ 245 315 390 455


CAPITULO III. 50

Figura No 22. Factor de exposición Fα .


CAPITULO III. 51

CÁLCULO DE LA PRESIÓN DINÁMICA DE BASE qz.

Cuando el viento actúa sobre un obstáculo genera presiones sobre su superficie que varían según su intensidad de la velocidad y la dirección del viento. La presión que ejerce el flujo" del viento sobre una superficie plana perpendicular al que se denomina comúnmente presión dinámica de base y se determina con la siguiente ecuación:

2 * * 0000471 . 0 D V G qz =

Donde: • G Factor de corrección por temperatura y por altura con respecto al nivel del

mar, adimensional.

• D V Velocidad de diseño en Km. /h.

• qz Presión dinámica de base a una altura z sobre el nivel del terreno en Kg. /m 2 .

EL FACTOR DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA Y ALTITUD CON RESPECTO AL NIVEL DEL MAR.

El factor de corrección por temperatura y por altura con respecto al nivel del mar se obtiene con la siguiente expresión:

τ + Ω

= 273 94 . 2 G

Donde:

• Ω Presión barométrica en mm. de Hg.

• τ Temperatura ambiental en ºC.

En la tabla 11 se presente la relación entre los valores de la altitud hm. en metros sobre el nivel del mar (msnm) y la presión barométrica.


CAPITULO III. 52

TABLA 11. RELACIÓN ENTRE LA ALTITUD Y LA PRESIÓN BAROMÉTRICA.

ALTITUD (msnm)

PRESIÓN BAROMÉTRICA. (mm de hg)

0 760 500 720 1000 675 1500 635 2000 600 2500 565 3000 530 3500 495

Para valores intermedios se puede interpolar la altitud así como la presión barométrica en mm de Hg.

O(mm de Hg)

τ + Ω

= 273 392 . 0 G

τ

Figura No 23 Factor de corrección por densidad relativa del aire y presiones Barométricas.


CAPITULO III. 53

OBTENCIÓN DE LAS PRESIONES EQUIVALENTES EN LOS COMPONENTES DE LA LINEA.

Los postes troncocónicos son estructuras que por su alta relación de aspecto o las dimensiones reducidas de su sección transversal son especialmente sensibles a las ráfagas de corta duración y cuyos períodos naturales largos favorecen la ocurrencia de oscilaciones importantes en la dirección del viento. Para el cálculo de presiones sobre la estructura de soporte y cables debe emplearse el análisis dinámico que permite evaluar los empujes ocasionados por la interacción dinámica entre el flujo del viento y se aplicará para calcular las cargas por viento que actúan sobre las estructuras prismáticas sensibles a los efectos dinámicos producidos por la turbulencia del viento.

En particular este método deberá emplearse en el diseño de las estructuras que cumplan con alguna de las siguientes condiciones:

a) La relación altura del poste troncocónico con respecto a la sección transversal del mismo debe ser mayor que cinco.

b) El periodo fundamental de la estructura debe ser mayor de un segundo.

Las presiones del viento sobre los componentes (estructural de soporte y cables) de la línea deben obtenerse considerando el efecto dinámico del viento. Estas presiones se deben obtener a partir de las presiones equivalentes que emplean factores de respuesta dinámica las cuales dependen de las condiciones del flujo y de las propiedades dinámicas de los componentes asimismo, también es necesario tomar en cuenta la forma del componente. En términos generales, la presión actuante sobre un sistema determinado de estructura de soporte cable Pz en Kg. /cm 2 se obtiene con la ecuación:

z a g z q C F P =

En donde el coeficiente Ca se denomina coeficiente de arrastre y es adimensional g F es un factor de respuesta dinámica dependiendo si se trata de la estructura de soporte o del cable. Los valores de dicho coeficiente de arrastre y del factor de respuesta dinámica, así como el cálculo de las presiones se señalan en los siguientes puntos:

La fuerza resultante sobre cada sección de la torre de celosía y/o poste se obtiene como:

s z z A P F =

• z P Presión dinámica equivalente, a la altura z, que se aplicara en forma estática a la estructura en Kg./m 2

• z F Fuerza sobre la sección a la altura z, en Kg.

• s A Área sólida total de la cara de la sección considerada de la estructura expuesta a la sección del viento en un plano vertical y perpendicular a la dirección del flujo del viento.


CAPITULO III. 54

CÁLCULO DE PRESIONES EQUIVALENTES SOBRE LA ESTRUCTURA DE SOPORTE.

La presión equivalente que ejerce el viento sobre una estructura de soporte de celosía ó poste troncocónico, se calcula con la siguiente expresión:

z at gt z q C F P =

Donde:

• z P Presión dinámica equivalente a la altura z, que se aplicara en forma estática a la estructura en Kg./m 2

• Fgt Factor de respuesta dinámica de las estructuras

• at C Coeficiente de arrastre de la estructura que será para el caso de torres de celosía

• ap C Para el caso de postes

• z q Presión dinámica de base a la altura z en Kg./m 2

Así la fuerza resultante sobre cada sección de la torre de celosía y/o postes se obtiene como:

s z z A P F =

Donde:

• z F Fuerza de la sección a la altura z en Kg.

• z P Presión dinámica equivalente a la altura z en Kg./m 2

• s A Área sólida total de la cara de la sección considerada de la estructura y expuesta a la acción del viento en un plano vertical y perpendicular a la dirección del flujo del viento.

CALCULO DEL FACTOR DE RESPUESTA DINÁMICA.

Este factor corrige el valor de la presión del viento y se obtiene mediante la siguiente expresión:


CAPITULO III. 55

+

+ =

2 1

2

563 . 0 1

1 10 86 . 12 1 1 1

s

o o z gt

L h h

K g

F α

Donde:

• z g Factor de ráfaga variable según la altura z para convertir velocidades de un tiempo de premediación de 3 segundos a un tiempo de lO minutos, es adimensional.

• z Altura a la cual se quiere determinar la presión dinámica equivalente en Kg./m 2 .

• o g Factor de ráfaga a la altura de referencia ho.

• h Altura total de la estructura sobre el nivel del terreno, en metros. .

• o h Altura de referencia de la estructura en metros (puede tomarse como 2/3h).

• ' α Factor de variación de potencia para un tiempo de premediación de lO minutos, es adimensional, se toma de la tabla 12 en función de la categoría del terreno.

• s L Escala de turbulencia del viento, en metros, se toma de la tabla 12 en función de la categoría del terreno.

• K Factor de rugosidad del terreno, se adimensional, también se toma de la tabla 12 en función de la categoría del terreno.

• t f Frecuencia fundamental de la estructura, en Hz.

• DO V Velocidad de diseño del viento a la altura de referencia ho, en Km. /h.

• ξ Amortiguamiento de la estructura, expresado como fracción del crítico. Este valor debe incluir el amortiguamiento estructural y el aerodinámico. Los valores de este coeficiente para postes y torres de celosía se puede estimar en 0.05 y 0.015 respectivamente.

El primer término del radical en la ecuación toma en cuenta la respuesta cuasi estática de las estructuras para frecuencias bajas y el segundo considera la resonancia en frecuencias cercanas a la frecuencia natural de la misma. La frecuencia de vibración de una estructura puede calcularse en forma exacta mediante un programa de análisis comercial (SAP, STAAD, TOMAD, SPOLE. etc.). Opcionalmente se puede calcular mediante el procedimiento descrito en el siguiente subtema. ASCE propone eliminar el término resonante, el cual resulta muy pequeño en estructuras altas o con frecuencias mayores de 3 Hz. No obstante debe tenerse cuidado en torres bajas muy flexibles, particularmente en terrenos tipo 1 y 2.


CAPITULO III. 56

TABLA 12. FACTOR DE RUGOSIDAD ESCALA DE TURBULENCIA Y FACTOR DE VARIACIÓN DE POTENCIA.

TERRENO TIPO K LS 1 α

1 0.0030 72.10 0.121

2 0.0065 63.70 0.164

3 0.0142 53.50 0.216

4 0.0318 44.50 0.262

MÉTODO APROXIMADO PARA CALCULAR PERIODOS NATURALES DE VIBRACIÓN EN ESTRUCTURAS DE SOPORTE DE LINEAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA.

Se presenta un procedimiento en el cual pueden obtener valores aproximados de los periodos naturales de vibración en estructuras de soporte.

Se conoce que el periodo fundamental de una estructura en cantiliver es igual a:

w T π 2

=

Donde w es la frecuencia natural circular en Rad. /s, la cual se define como:

W kg w =

Donde: W Peso de la torre en Kg. k Rigidez de la estructura en Kg./cm. g aceleración de la gravedad (9.81cm/s 2 ).

Al sustituir esta expresión en la del periodo natural de vibración se obtiene:

kg W T π 2 =

La dificultad principal para usar esta fórmula se presenta al calcular la rigidez de la estructura de soporte en cuestión k. para facilitar esta tarea, se concentra una fuerza unitaria en el sentido de menor ancho de la estructura y a 0.7 de su altura. Con ella se obtiene el desplazamiento i ∆ a esa altura misma a partir de lo cual se puede obtenerse la rigidez equivalente k.


CAPITULO III. 57

Donde:

P Es la carga unitaria aplicada a 0.70 de la estructura en Kg. i ∆ Es el desplazamiento provocado por la carga unitaria a esa altura en cm.

Finalmente una vez determinada la rigidez se obtiene el periodo natural de vibración T se ha comprobado analíticamente que para la mayoría de las estructuras la resultante de las fuerzas de inercia del modo fundamental de vibración se localiza a 2/3 de su altura total, lo cual resulta razonable para estimar la rigidez de una estructura de la manera indicada.

CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE.

Estos coeficientes varían según sí la celosía de la estructura de soporte esta formada con elementos planos o con elementos redondo.

El coeficiente de arrastre para elementos de sección cuadrada o triangular con elementos planos, el valor del coeficiente para cada sección de una estructura formada con celosía de elementos con caras planas (ángulos) se obtiene de la tabla 13 en función de su relación de solidez φ definida como:

t

s

A A

= φ

Donde:

• s A Área sólida total de la cara de la sección considerada de la estructura y expuesta a la acción del viento, en un plano vertical y perpendicular a la dirección del flujo del viento.

• t A Área bruta circunscrita por el perímetro de la sección correspondiente proyectada sobre el plano mencionado.

Nota: dado φ es adimensional las unidades de las dos áreas tienen que ser consistentes.

TABLA 13. COEFICIENTE DE ARRASTRE Cat DE TORRES DE CELOSIA CON ELEMENTOS PLANOS.

SECCIÓN. RELACIÓN CUADRADA TRIANGULAR

025 . 0 < φ 4.00 3.60

44 . 0 025 . 0 ≤ ≤ φ 4.10 – 5.20 φ 3.70 – 4.50 φ 69 . 0 45 . 0 ≤ ≤ φ 1.80 1.70

00 . 1 70 . 0 ≤ ≤ φ 1.30 + 0.70φ 1.00 + φ


CAPITULO III. 58

El coeficiente de arrastre para elementos de sección cuadrada o triangular con elementos redondos, en este caso los valores de la tabla anterior se multiplicara por los factores señalados en la tabla. 14

TABLA 14. FACTOR PARA OBTENER EL COEFICIENTE DE ARRASTRE Cat DE TORRES DE CELOSIA CON ELEMENTOS REDONDOS.

SOLIDEZ FACTOR 29 . 0 ≤ φ 0.67

79 . 0 30 . 0 φ ≤ 0.67φ +0.47 00 . 1 80 . 0 φ ≤ 1.00

CÁLCULO DE PRESIONES EQUIVALENTES SOBRE LOS CABLES.

La presión equivalente que ejerce el viento sobre los cables se calcula con la siguiente expresión:

z ac gc z q C F P 60 . 0 =

Donde:

• gc F Factor de respuesta dinámica del cable.

• ac C Coeficiente de arrastre del cable igual a la unidad para el caso de cables.

• z q Presión dinámica de base a la altura sobre el terreno a la que se encuentre el centroide del cable considerado, es decir a 1/3 de la flecha máxima hacia arriba, rigurosamente esta altura debería obtenerse en forma iterativa, suponiendo un valor inicial para calcular la velocidad, la presión, la flecha y el ángulo con respecto a la vertical del plano donde se ubica el cable y la altura correspondiente al centroide.

El factor 0.60 se aplica con base en la recomendación de la norma lEC sección 3.2.6.1.2 la cual considera que la acción acumulativa del viento sobre varios claros es la que produce la tensión de los cables entre dos torres de tensión. Así mismo existe un estudio experimental que demuestra que las fuerzas medidas en los puntos de sujeción de los cables resultan cercanas a las calculadas aplicando este factor. No obstante, estos resultados todavía no son concluyentes.

En el cálculo de las presiones en los cables debe emplearse la componente de la velocidad del viento en sentido perpendicular al eje de los cables en cada claro y recordar que la presión resultante es en ese sentido. Esto es sumamente importante para las torres en reflexión.


CAPITULO III. 59

La fuerza equivalente sobre los cables en la dirección perpendicular al eje de la línea, puede expresarse como:

d P W z v =

Donde:

• v W Fuerza actuante por unidad de longitud sobre el cable en la dirección perpendicular al eje de la línea en Kg. /m.

• z P Presión dinámica equivalente sobre el cable en Km. /m 2 .

• d Diámetro del cable en m.

CÁLCULO DEL FACTOR DE RESPUESTA DINÁMICA.

Este factor corrige el valor de la presión del viento para tomar en cuenta las características dinámicas de los cables y del viento, se calcula como:

+

+ =

2 1

'

2

8 . 0 1

1 10 86 . 12 1 1

s

z gc

L L z

K g

F α

Donde:

• z g Factor de ráfaga, para convertir velocidades de un tiempo de premediación de 3 segundos a un tiempo de 10 minutos adimensional.

• z Altura a la que se encuentra el centroide del cable en m.

• ' α Factor de variación de potencia para un tiempo de premediación de 10 minutos adimensional. Esta en función del tipo de terreno.


CAPITULO III. 60

• s L Escala de turbulencia del viento en metros, este también esta en función del tipo de terreno.

• K Factor de rugosidad en función del tipo de terreno.

• L Claro libre entre apoyos del tramo considerado en m.

• z V Velocidad de diseño del viento a la altura z, Km. /h.

• d Diámetro del cable en cm.

• S Flecha máxima del cable en el tramo considerado en m.

Conservadoramente, el valor del factor de respuesta dinámica de los cables puede tomarse de las figuras 12 a 35 según tensión. Cable conductor y velocidad regional, que presentan las envolventes de los factores obtenidos para los casos comúnmente encontrados en la práctica.

En forma similar al caso de estructuras se tienen los dos términos de respuesta en el radical de la ecuación, el primero denominado de fondo y. el segundo de resonancia. Debido a que es poco probable que todos los cables de una misma línea presenten simultáneamente su valor de respuesta máxima ASCE propone también eliminar el término resonante, la cual es razonable para los casos comunes de líneas de transmisión. Pero debe tenerse cuidado en los claros cortos y en los terrenos tipo I y 2 en donde el término de la resonancia es importante.

CÁLCULO DEL FACTOR DE RAFAGA PARA CONVERTIR VELOCIDADES DE UN TIEMPO DE PROMEDIACIÔN DE 3 SEGUNDOS A UN TIEMPO DE 10 MINUTOS

ADIMENSIONAL.

El factor de ráfaga gs es la relación entre la velocidad máxima promediada sobre un lapso t1 y otra promediada sobre un lapso mayor t2 el lapso debe ser suficiente largo para que las condiciones del flujo no afecten el valor promedio se recomienda emplear un valor de una hora. Este factor puede obtenerse con la siguiente expresión:

( ) [ ]

− =

2

1 2716 . 1

2

1 ln 6226 . 0 1 t t v I

t t g z

Donde:

•

2

1 t g z Factor de ráfaga entre velocidades promediadas sobre lapsos de

t1 y t2 segundos, adimensionales.

• ( ) v I Índice de turbulencia adimensional igual a : ( ) v I = v ν ρ


CAPITULO III. 61

• v ρ Desviación estándar de la velocidad media en Km. /h.

• v Velocidad media en Km. /h promediada considerando un lapso de t2 segundos.

El índice de turbulencia para un lapso de premediación de una hora se puede obtener como:

( ) ξ δ

η

−

= z k v I

Donde ξ η, , k son parámetros adimensionales, dependen de la turbulencia y de la rugosidad del sitio; δ es la altura gradiente en metros y z es la altura sobre el terreno a la que se encuentra el centroide del cable considerado en metros.

Para conocer el factor de ráfaga gz (3/600), entre las velocidades promediadas en 3 segundos y 10 minutos (600 segundos). se debe calcular en primer lugar los factores de ráfaga para estos lapsos con respecto al horario gs (3/3600 y gz (600/3600 empleando las expresiones anteriores y finalmente el factor de ráfaga deseado es:

=

3600 600 3600 3

600 3

gz

gz gz

TABLA 15. VALORES DE δ ξ η , , , k SEGÚN LA CATEGORÍA DEL TERRENO.

CATEGORÍA DEL TERRENO. 1 2 3 4

k 0.391 0.382 0.369 0.363 η 0.032 0.054 0.096 0.151 ξ 0.295 0.265 0.227 0.195

δ 245 315 390 455

EJEMPLO DE APLICACIÓN

Para determinar el factor de ráfaga entre las velocidades promediadas en lapsos de 3 segundos y 10 minutos respectivamente para un punto localizado en terreno tipo 1 a una altura de 25 metros. Como primer paso, debemos conocer la intensidad de turbulencia a la altura correspondiente. Para el terreno tipo 2 los parámetros tienen los siguientes valores:

382 . 0 = k 054 . 0 − = η 265 . 0 = ξ . 315m = δ


CAPITULO III. 62

Así podemos calcular la intensidad de turbulencia con la expresión:

( ) ξ δ

η

−

= z k v I ( ) 173 . 0 265 . 0

315 00 . 25 382 . 0

054 . 0

= −

=

−

v I

El factor de ráfaga para convertir velocidades de 3 segundos a una hora y entre velocidades de 10 minutos y una hora es:

[ ] 4742 . 1 3600 3 ln 173 . 0 6226 . 0 1

3600 3 2716 . 1 =

− =

z g

[ ] 1198 . 1 3600 600 ln 173 . 0 6226 . 0 1

3600 600 2716 . 1 =

− =

z g

y la relación entre las velocidades de 3 segundos y 10 minutos a la altura de 25 metros y la relación entre las velocidades de 3 segundos y 10 minutos a la altura de 25 m en terreno tipo 2 es de :

=

3600 600 3600 3

600 3

gz

gz g z = 316 . 1

1198 . 1 4742 . 1

=


CAPITULO III. 63

TABLA 16. CÁLCULO DEL FACTOR DE RÁFAGA DE 3 SEGUNDOS A 10 MINUTOS Y 3 SEGUNDOS A 1 HORA.

FACTOR DE RÁFAGA DE 3s10min.

FACTOR DE RÁFAGA DE 3s1hora.

C A T E G O R Í A D E L T E R R E N O ALT. (mts) 1 2 3 4 1 2 3 4 1 1.31283 1.48750 1.81172 2.25192 1.46815 1.78113 2.49721 3.90532 2 1.29159 1.44860 1.73636 2012989 1.43289 1.70766 2.31211 3.44698 3 1.27940 1.42635 1.69322 2.05890 1.41289 1.66664 2.21172 3.20749 4 1.27085 1.41079 1.66309 2.00891 1.39899 1.63839 2.14383 3.04928 5 1.26428 1.39886 1.64001 1.97040 1.38836 1.61696 2.09301 2.93288 6 1.25895 1.38920 1.62134 1.93916 1.37977 1.59975 2.05265 2.84168 7 1.25447 1.38109 1.60570 1.91292 1.37258 1.58542 2.01932 2.76723 8 1.25061 1.37412 1.59225 1.89032 1.36641 1.57315 1.99103 2.70465 9 1.24722 1.36801 1.58048 1.87050 1.36101 1.56246 1.96651 2.65087 10 1.24420 1.36257 1.57001 1.85287 1.35620 1.55298 1.94493 2.60388 11 1.24148 1.35767 1.56060 1.83700 1.35188 1.54449 1.92567 2.56226 12 1.23901 1.35322 1.55206 1.82259 1.34796 1.53679 1.90833 2.52498 13 1.23674 1.34914 1.54424 1.80938 1.34437 1.52977 1.89256 2.49128 14 1.23465 1.34539 1.53703 1.79722 1.34106 1.52331 1.87811 2.46059 15 1.23270 1.34190 1.53035 1.78594 1.33800 1.51733 1.86481 2.43244 16 1.23089 1.33865 1.52413 1.77543 1.33514 1.51178 1.85248 2.40648 17 1.22919 1.33560 1.51831 1.76560 1.33246 1.50659 1.84100 2.38242 18 1.22759 1.33274 1.51284 1.75636 1.32995 1.50172 1.83027 2.36001 19 1.22608 1.33004 1.50769 1.74766 1.32758 1.49714 1.82020 2.33906 20 1.22465 1.32749 1.50282 1.73943 1.32534 1.49281 1.81072 2.31941 21 1.22330 1.32507 1.49820 1.73163 1.32322 1.48872 1.80177 2.30091 22 1.22201 1.32276 1.49382 1.72421 1.32120 1.48483 1.79329 2.28346 23 1.22078 1.32057 1.48964 1.71715 1.31928 1.48113 1.78524 2.26694 24 1.21960 1.31847 1.48565 1.71041 1.31744 1.47760 1.77759 2.25127 25 1.21848 1.31646 1.48183 1.70397 1.31568 1.47423 1.77029 2.23637 26 1.21739 1.31454 1.47817 1.69780 1.31400 1.47100 1.76331 2.22218 27 1.21636 1.31569 1.47467 1.69187 1.31238 1.46791 1.75664 2.20863 28 1.21536 1.31091 1.47129 1.68618 1.31082 1.46494 1.75025 2.19569 29 1.21440 1.30920 1.46805 1.68070 1.30933 1.46208 1.74411 2.18329 30 1.21347 1.30755 1.46492 1.67543 1.30788 1.45932 1.73821 2.17140 31 1.21257 1.30595 1.46190 1.67034 1.30649 1.45667 1.73253 2.15998 32 1.21170 1.30441 1.45899 1.66542 1.30514 1.45411 1.72706 2.14901 33 1.21087 1.30292 1.45617 1.66067 1.30384 1.45163 1.72178 2.13844 34 1.21005 1.30148 1.45344 1.65607 1.30258 1.44923 1.71668 2.12825 35 1.20926 1.30008 1.45080 1.65161 1.30136 1.44691 1.71175 2.11842


CAPITULO III. 64

FACTOR DE RÁFAGA DE 3s10min.

FACTOR DE RÁFAGA DE 3s1hora.

C A T E G O R Í A D E L T E R R E N O ALT. (mts) 1 2 3 4 1 2 3 4 36 1.20850 1.29872 1.44823 1.64729 1.30017 1.44466 1.70698 2.10893 37 1.20776 1.29741 1.44574 1.64310 1.29902 1.44248 1.70236 2.09975 38 1.20703 1.29612 1.44333 1.63903 1.29790 1.44036 1.69787 2.09087 39 1.20633 1.29488 1.44098 1.63507 1.29681 1.43831 1.69353 2.08227 40 1.20564 1.29367 1.43869 1.63122 1.29576 1.43630 1.68931 2.07393 41 1.20498 1.29248 1.43647 1.62748 1.29472 1.43436 1.68520 2.06584 42 1.20433 1.29133 1.43430 1.62383 1.29372 1.43246 1.68122 2.05799 43 1.20369 1.29021 1.43219 1.62027 1.29274 1.43061 1.67733 2.05036 44 1.20307 1.28912 1.43012 1.61681 1.29179 1.42881 1.67356 2.04295 45 1.20247 1.28805 1.42811 1.61343 1.29085 1.42706 1.66987 2.03573 46 1.20188 1.28700 1.42615 1.61013 1.28994 1.42534 1.66629 2.02872 47 1.20130 1.28598 1.42423 1.60691 1.28905 1.42367 1.66279 2.02188 48 1.20073 1.28498 1.42236 1.60376 1.28818 1.42203 1.65937 2.01522 49 1.20018 1.28401 1.42053 1.60068 1.28733 1.42043 1.65603 2.00872 50 1.19964 1.28305 1.41873 1.59767 1.28650 1.41887 1.65278 2.00239 51 1.19911 1.28212 1.41698 1.59473 1.28568 1.41734 1.64959 1.99621 52 1.19859 1.28120 1.41526 1.59184 1.28488 1.41584 1.64648 1.99017 53 1.19808 1.28030 1.41358 1.58902 1.28410 1.41437 1.64344 1.98427 54 1.19758 1.27942 1.41193 1.58626 1.28333 1.41294 1.64046 1.97851 55 1.19709 1.27856 1.41032 1.58355 1.28258 1.41153 1.63754 1.97287 56 1.19661 1.27771 1.40873 1.58089 1.28184 1.41015 1.63468 1.96736 57 1.19614 1.27688 1.40718 1.57828 1.28112 1.40880 1.63188 1.96197 58 1.19568 1.27607 1.40565 1.57573 1.28041 1.40747 1.62914 1.95669 59 1.19523 1.27527 1.40416 1.57322 1.27971 1.40617 1.62645 1.95152 60 1.19478 1.27448 1.40269 1.57076 1.27903 1.40489 1.62382 1.94646


CAPITULO III. 65

Figura No. 24 FACTOR DE RAFAGA (3seg – 10min)

Figura No. 25 FACTOR DE RAFAGA (3seg – 10min)


CAPITULO III. 66

Figura No. 26 FACTOR DE RESPUESTA DINAMICA CONDUCTOR

1113 ACSR/AS Vr=120km/hr. 400Kv.




CAPITULO III. 67






CAPITULO III. 68






CAPITULO III. 69






CAPITULO III. 70






CAPITULO III. 71






CAPITULO III. 72






CAPITULO III. 73






CAPITULO III. 74






CAPITULO III. 75






CAPITULO III. 76






CAPITULO III. 77






CAPITULO III. 78

EJEMPLO DE APLICACIÓN COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

TORRES PARA LINEAS DE SUBTRANSMISION Y TRANSMISION

CALCULO DE PRESIONES DE VIENTO PARA TORRE 4BR2

MEMORIA DE CALCULO PROYECTO: QUERETARO QRO. TIPO: TORRE AUTOSOPORTADA TENSIÓN NOMINAL # DE CIRCUITOS # DECOND/FASE REVISION 00

ESTRUCTURA: EN: REMATE 400kV 2C 2 C/F

1. DATOS GENERALES

A).INFORMACION BASICA C).CARACTERISTICAS DE LA ESTRUCTURA Altura total de la estructura H T = 57.35 m.

DEFLEXION ∆ = 0º Altura total de los cables Z= 38.24 m. CLARO MEDIO HORIZONTAL CMH = 1000 m. Coef. de arrastre de la estructura Cae 3.3 adimencional CLARO VERTICAL CV = 1500 m. Coef. de arrastre de los cables Cac 1 adimencional CABLE CONDUCTOR COND = 1113 ACSR/AS CABLE DE GUARDA GUARDA = CGFO

B).DATOS DEL SITIO NOTA: La altura total de los cables se toma 2/3 de la altura total de la estructura

FACTOR TOPOGRAFICO Ft = 1.0 adimencional marcado en la norma CFE J1000 50 CATEGORIA DEL TERRENO CAT = 2.0 adimencional TEMPERATURA DEL AMBIENTE Temp = 18.7 ºC ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR HSNM = 1842.0 VELOCIDAD REGIONAL MAXIMA V50 = 118.0 km/h. VELOCIDAD REGIONAL MÍNIMA V10 = 103.0 km/h.

2. CALCULO DE PRESIONES DE VIENTO A PARTIR DE LA VELOCIDAD REGIONAL

A).DETERMINACION DE LA VELOCIDAD DE DISEÑO VD = Fά * FT * Vr

categorias ά δ άc Valores ά ά = 0.128 adimencional 1 0.099 245 0.121 Valores δ δ = 315 adimencional 2 0.128 315 0.164 Valores άc άc = 0.164 adimencional 3 0.156 390 0.216 Factor de exposicion Fά = 1.1798 adimencional 4 0.17 455 0.262

VELOCIDAD DE DISEÑO

Velocidad del diseño maxima VD50 = 139.21 km/h

Velocidad del diseño mínima VD10 = 121.52 km/h

Velocidad del diseño reducida Vred = 60.76 km/h

B).PRESION DINAMICA DE BASE qz = 0.0000471 * G * VD2

Altitud Ω G Presión barométrica Ω = 81.47 (kPa) (msnm) (kPa) (mm de Hg) adimencional

0 101.32 760 1.0233 Fact. De correccion por Temperatura G = 0.8228 adimencional 500 95.99 720 0.9695

1000 89.92 675 0.9082 PRESION DINAMICA DE BASE 1500 84.66 635 0.8550 qz50 = 76.53 kg/m2 qz50 = 0.7511 (kPa) 2000 79.99 600 0.8079 qz10 = 58.31 kg/m3 qz10 = 0.5723 (kPa) 2500 75.33 565 0.7608 qzred = 14.58 kg/m4 qzred = 0.1431 (kPa) 3000 70.66 530 0.7136 3500 65.99 495 0.6665

C).PRESION DE VIENTO SOBRE LA ESTRUCTURA DE SOPORTE Pz = Fgt * Cae * qz

categorias k ή έ δ Categoria del terreno CT= 2.0 adimencional 1 0.391 0.032 0.295 245 Valores de k k= 0.382 adimencional 2 0.382 0.054 0.265 315 Valores de ή ή= 0.054 adimencional 3 0.369 0.096 0.227 390 Valores de έ έ= 0.265 adimencional 4 0.363 0.151 0.195 455 δ δ 315 adimencional

Variacion de potencia ά= 0.164 adimencional Rugocidad del terreno K= 0.0065 adimencional

categorias K Ls ά Esc. de turbulencia vto. Ls= 63.7 adimencional

1 0.003 72.1 0.121 Intencidad de turbulencia I(v)= 0.1538 adimencional 2 0.0065 63.7 0.164 Factor de 3 seg. a 1hora gz (3/3600)= 1.4083 adimencional 3 0.0142 53.5 0.216 Factor de 10 min. a 1hora gz (600/3600)= 1.1032 adimencional 4 0.0318 44.5 0.262 Factor de rafaga en cables gz= 1.4399 adimencional

Factor de resp. Dinamica en estructura Fgt= 0.8669 adimencional

PRESION DE VIENTO EN ESTRUCTURA P50 = 218.94 kg/m2 P50 = 2.1486 (kPa) P10 = 166.82 kg/m3 P10 = 1.6371 (kPa) Pred = 41.70 kg/m4 Pred = 0.4093 (kPa)

ho = es la altura z

D).PRESION DE VIENTO SOBRE LOS CABLE Pz = 0.6 Fgc * Cae * qz

Factor de resp. Dinamica en estructura Fgc= 0.6181 adimencional

PRESION DE VIENTO EN CABLES P50 = 28.38 kg/m2 P50 = 0.2786 (kPa) P10 = 21.63 kg/m3 P10 = 0.2122 (kPa)

L = es el CMH Pred = 5.41 kg/m4 Pred = 0.0531 (kPa)

. 10 10 56 . 1 m Z si F < →

=

α

δ α

. 10 56 . 1 δ δ

α α

< < →

= Z si z F

. 56 . 1 δ α < → = z si F

ELE C

TRIC

IDAD

P ARA EL PROGRESO

E D ME XICO

+

+ =

2 / 1

2

563 . 0 1

1 10 * * 86 . 12 1

1 "

Ls ho ho

K gz

Fgt α

+

+ =

2 / 1

2

8 . 0 1

1 10 * * 86 . 12 1

1 "

Ls L z

K gz

Fgc α


CAPITULO III. 79

CONDICIONES BÁSICAS DE CARGA.

En general, las condiciones básicas de carga que deben considerarse para el diseño estructural de torres para líneas de subtransmisión y transmisión, son las que se proporcionan con los diagramas de cargas “árboles de carga”, los cuales consideran las siguientes condiciones:

A) Cargas que actúan directamente sobre la torre. • Masa propia de la torre, de las cadenas de aisladores, herrajes y accesorios. • Acción del viento sobre el cuerpo de la torre, cadenas de aisladores y herrajes. • Cargas concentradas por tendido (masa de linderos y equipo, entre otros).

B) Cargas que transmiten los cables a la torre. • Por la masa propia de los cables que soporta y en su caso, por la masa del

hielo que se acumule en estos. • Por la acción del viento sobre los propios cables • Por tensiones mecánicas en los cables (proyectadas en las direcciones que

produzcan la máxima sobre la torre) debido a condiciones propias del proyecto, cambios de dirección de la línea y tendido.

Las condiciones de carga empleadas para el análisis de las estructuras de soporte se identifican de acuerdo con la Especificación CFE J100050 con las siguientes letras:

• PE Carga vertical debida a la masa de la torre.

• PA Carga vertical debida a la masa de las cadenas de aisladores, herrajes y accesorios.

• PC Carga vertical debida a la masa de los cables conductores y de guarda.

• PCH Carga vertical debida a la masa de los cables conductores y de guarda y hielo acumulado en estos.

• PVM Cargas verticales debidas al personal y su equipo respectivo, aplicadas en las combinaciones de carga de tendido.

• PM Cargas verticales debidas al mantenimiento.

• VA Carga por viento que actúan sobre las cadenas de aisladores y herrajes.

• VC carga por viento que actúan sobre los cables conductores y de guarda.

• VCH Carga por viento reducido que actúan sobre los cables conductores y de guarda en los cuales se ha acumulado hielo.

• VE Cargas por viento que actúan sobre la torre.

• VM Es la velocidad regional máxima de viento.

• VR Es la velocidad reducida de viento.

• TC Cargas por tensiones mecánicas en los cables (proyectadas en las direcciones que produzcan la carga máxima sobre la torre).

• CT Componente transversal producida por la tensión máxima de los cables debida a la deflexión de la línea.


CAPITULO III. 80

CARGAS POR PESO PROPIO.

Aunque por naturaleza son permanentes estas cargas varían de una estructura de soporte a otra, debido a la variación de la altura de la misma y al claro de peso de los conductores.

El peso de los conductores soportados por las estructuras es el producto del peso por unidad de longitud que es prácticamente constante y el claro de peso el cual puede variar de acuerdo con el espaciamiento y elevación de tales estructuras y la tensión del conductor. En todos los casos, el claro de peso de un tipo dado de estructura de soporte tiene asignado un valor máximo que es el considerado para el diseño.

Las cargas de peso propio son las siguientes:

• PE Carga vertical debida a la masa de la torre.

• PA Carga vertical debida a la masa de las cadenas de aisladores, herrajes y accesorios.

• PC Carga vertical debida a la masa de los cables conductores y de guarda.

CARGAS CLIMÁTICAS.

Son debidas a la acción del viento y el hielo. Tomadas separadamente o combinadas, por su carácter aleatorio. Este tipo de cargas si pueden tratarse de manera probabilística cuando se cuente con registros confiables que abarquen un número adecuado de años.

CARGAS CLIMÁTICAS POR VIENTO, SIN HIELO.

Los valores de estas cargas (sobre cables, cadenas de aisladores y estructuras) se calcularán mediante el procedimiento descrito en los capítulos anteriores. De acuerdo con la importancia que se haya asignado a la línea se definirá el periodo de retorno adecuado y. con base en el mapa de isotacas correspondiente, se definirán las velocidades regionales para los diferentes tramos de la línea.

Las cargas debidas a la acción del viento son las siguientes:

• VA Carga por viento que actúan sobre las cadenas de aisladores y herrajes.

• VC carga por viento que actúan sobre los cables conductores y de guarda.

• VE Cargas por viento que actúan sobre la torre.


CAPITULO III. 81

CARGAS CONSIDERANDO HIELO.

Si se contara con información estadística suficiente sobre la acumulación de hielo, este tipo de cargas podrían tratarse en forma probabilística. Sin embargo, hasta ahora no se cuenta con dicha información en nuestro país. Se han reportado algunos casos en los que se ha observado acumulación de hielo sobre los cables, pero no sobre las estructuras. Por ello las cargas por hielo tendrán que considerarse en forma determinística y solo en los casos en donde se tenga evidencia confiable de la acumulación periódica de hielo sobre los cables. Así, se requiere conocer el espesor máximo de hielo acumulado en estos que se haya observado en la zona por donde vaya el tendido de la línea. La acumulación de hielo en los cables ó estructuras es un fenómeno muy raro en México, las recomendaciones que se presentan aquí son conservadoras si comparamos que en los E U A este caso no se toma en cuenta para la zona que denominan "ligera" que es la frontera con México.

Las cargas debidas a la acción del viento son las siguientes:

• PCH Carga vertical debida a la masa de los cables conductores y de guarda y hielo acumulado en estos.

• VCH Carga por viento reducido que actúan sobre los cables conductores y de guarda en los cuales se ha acumulado hielo.

Para el caso de estructuras en deflexión, primeramente debe proyectarse la velocidad del viento en la dirección perpendicular a los cables, con esta velocidad proyectada se obtienen las presiones correspondientes y de aquí las fuerzas que se transmiten a los puntos de soporte de los cables. Posteriormente estas fuerzas se proyectan en las direcciones longitudinal y transversal de la estructura. Al igual que las correspondientes tensiones mecánicas de los propios cables.

CARGAS POR CONSTRUCCIÓN Y MANTENIMIENTO.

En esta sección se definen las cargas a considerar en el diseño de las estructuras de soporte de líneas de transmisión para que tenga una adecuada seguridad durante las operaciones de construcción mantenimiento. Se requiere un cuidado especial durante estas operaciones porque son las ocasiones en las que es más probable que la falla de un componente de la línea cause pérdidas de vidas. Estas cargas deben considerarse como medidas preventivas de naturaleza determinística.

Todos los componentes sometidos a cargas significativas durante las operaciones de construcción y de mantenimiento deben diseñarse con un margen de seguridad adecuado, de manera que prácticamente no haya probabilidad de exceder su magnitud bajo operaciones normales

Las prácticas de construcción y mantenimiento deben regularse para eliminar cargas innecesarias y temporales, que de otra manera demandarían un reforzamiento costoso de las estructuras.


CAPITULO III. 82

Las estructuras diseñadas considerando las cargas para contención, de la falla en cascada en general, serán lo suficientemente resistentes para soportar sobrecargas por construcción y mantenimiento normales. Sin embargo, en zonas libre de hielo las cargas aplicadas durante las maniobras de construcción y mantenimiento. Podrían resultar severas. Las velocidades del viento que pueden tolerarse durante las maniobras tienen un efecto despreciable sobre las estructuras y las cargas de viento se omitirán en el análisis y en las pruebas de prototipos, para evitar complicaciones innecesarias.

En el caso de cargas por construcción de las torres autosoportadas es poco probable conocer con anticipación las fuerzas resultantes, debido a que estas dependen del procedimiento constructivo, este puede no suceder en las torres con retenidas de circo etc. Por tanto, el constructor deberá comprobar que las fuerzas que resulten del método de erección empleado sean menores que las establecidas en los árboles de carga y para esto, es necesario que el diseñador proporcione dichos árboles de carga al constructor.

Por otra parte, dado que los procedimientos de erección frecuentemente imponen cargas dinámicas y désbalanceadas, la resistencia de todos los puntos de levantamiento de cables y de todos los componentes se verificaran considerando al menos el doble de la intensidad de las cargas estáticas producidas por el método de construcción utilizado, si las operaciones se controlan cuidadosamente, puede usarse un factor de 1.5.

CARGAS POR TENDIDO Y TENSADO.

Durante las operaciones normales de tendido y tensado de los conductores y los cables de guarda pueden producirse tensiones que excedan se producen incrementos los valores supuestos momentáneos de tensión cuando las juntas en los cables llegan a las poleas o si las maquinas para tendido llegan a comportarse erráticamente. Asimismo la técnica usual para tensar una sección de varios kilómetros aplica una secuencia de sobre tensiones y relajaciones. La tensión será mayor en la parte más alta de una sección de tensado larga e inclinada, aquí puede ser importante la componente vertical de la carga. La colocación del equipo de tendido o de anclajes temporales puede aumentar el ángulo vertical.

Las estructuras de soporte usadas como remates durante el tendido pueden reforzarse con retenidas temporales. Estas alimentan las cargas verticales en los puntos de sujeción y deberán preesforzarse si se sujetan a una estructura de soporte rígida, será necesario que el constructor revise la tensión en las retenidas y tome en cuenta las cargas verticales aplicadas en los puntos de sujeción.

CARGAS POR MANTENIMIENTO.

Las magnitudes de estas cargas se establecen para proporcionar un margen de seguridad adecuado durante estas operaciones y son para el caso de torres.

• PVM Cargas verticales debidas al personal y su equipo respectivo, aplicadas en las combinaciones de carga de tendido.

• PM Cargas verticales debidas al mantenimiento.


CAPITULO III. 83

Las cargas anteriores se especifican debido a que durante las maniobras de izamiento o descenso de alguna fase se incrementan los claros de peso de las estructuras de soporte adyacentes y la tensión mecánica en la fase donde se efectúa la maniobra. Por ello, todos los puntos de soporte de los cables deberán ser capaces de resistir el doble de las cargas impuestas. Los responsables del mantenimiento deben especificar los procedimientos y arreglos para efectuar las maniobras de tal forma que no sobrecarguen a la estructura donde se realiza la maniobra.

En general las condiciones básicas de carga que deben considerarse para el diseño estructural de torres y postes de líneas de transmisión son las siguientes:

a) Cargas que actúan directamente en la estructura.

• Peso propio de la torre, de las cadenas, herrajes y accesorios.

• Acción del viento sobre el cuerpo de la torre, cadenas y aisladores y herrajes.

• Cargas concentradas por maniobras (peso de linderos y equipo etc.)

b) Cargas que trasmiten los cables a la estructura.

• Por el peso propio de los cables que soportan y en su caso por el peso del hielo que se acumule en estos.

• Por la acción del viento sobre los cables

• Por tensiones mecánicas desbalanceadas en los cables (proyectadas en las direcciones que produzca la carga máxima sobre la estructura). Debido a cambios de dirección de la línea maniobras y requerimientos para contener fallas en cascada.

COMBINACIONES Y FACTORES DE CARGA

COMBINACIONES Y FACTORES DE CARGA EN TORRES AUTOSOPORTADAS

.. Se entiende como combinaciones de carga a la superposición de aquellas condiciones

básicas de carga que se considera, tienen una alta probabilidad de ocurrir simultáneamente. En la especificación CFE J100050 se establecen las combinaciones de carga que deben aplicarse para el diseño estructural de torres para líneas de subtransmisión y transmisión.

TABLA No 17 COMBINACIONES Y FACTORES DE CARGA SEGÚN CFE J100050

COMBINACIONES DE CARGA COMBINACIONES DE CARGA Vto a Normal con viento regional máximo (PE+VE+VA+VC+TC+CT)*(FCG)+(PA+PC)*FCV VM b Tendido (suspensión) (PE+VE)*(FCG)+(PA+PC)*1.5+(VA+VC+TC+CT)*1.1+PVM VR c Tendido (deflexión y remate) (PE+VE+VA+VC+TC+CT)*(FCG)+(PA+PC)*1.5+PVM VR d Mantenimiento PM VR e Normal con hielo (PE+VE+VA+VCH+TCCT)*(FCG)+(PA+PCH)*FCV VR


CAPITULO III. 84

CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA EL CÁLCULO DE CARGAS.

En esta sección se plantean las consideraciones básicas para el calculo de las cargas que se presentan en la Tabla No 17 y que deben aplicarse en le diseño estructural de torres para líneas de subtransmision y transmisión.

A) Se incluye el factor de carga (FCV) que permite dar una mayor confiabilidad en la utilización de las estructuras para cargas verticales: FCV = 1,5.

B) Se incluye el factor de carga global (FCG) que permite coordinar la resistencia mecánica entre los principales componentes de la línea. Así, para torres de suspensión FCG = 1,0; para torres de remate y deflexión FCG = 1,18.

C) En las combinaciones de carga en las que se incluye TC, esta se refiere a las tensiones mecánicas de los cables aplicadas en la dirección de estos, es decir en la dirección de la línea de transmisión y deben siempre proyectarse en las direcciones longitudinal y transversal de la torre. En esta forma TC define a las fuerzas aplicables para torres de suspensión, deflexión y remate.

D) Las combinaciones de carga “b y c” “tendido”, se establecen para proporcionar un margen de seguridad adecuado para el personal durante estas operaciones. Para fines de diseño, en los puntos de sujeción de los cables (por fase cada vez) se deben aplicar las cargas verticales multiplicadas por un factor de seguridad de 1,5; adicional a estas cargas, para las torres de suspensión, las cargas transversales y longitudinales se multiplican por un factor de seguridad de 1,1; para torres de deflexión y remate estas mismas cargas transversales y longitudinales se aplica el factor de carga global y agrando además en todos los casos las siguientes cargas verticales PVM en el punto donde se considere la maniobra de tendido: 7kN para fases de 230 y 400kV; 5kN para fases de 115kV; 3kN para cables de guarda.

E) Con el fin de dar mantenimiento en las torres de suspensión a las cadenas de aisladores en “V”, se considera una carga vertical concentrada PM, la cual se aplica en el eje longitudinal de la cruceta o trabe y al centro de la cadena en “V”. En la cruceta correspondiente o traba que se aplica esta carga, no se combina en ese punto con alguna otra carga; en las otras crucetas o trabe se consideran las cargas de tendido. Las cargas verticales que se deben aplicar son las siguientes: 3 conductores por fase 98,07kN; 2 conductores por fase 65,38kN; 1 conductor por fase 32,69kN.

F) La combinación de carga “d” “normal con hielo”, debe considerarse solo en aquellas zonas en las que se tenga evidencia confiable de la aparición periódica de hielo sobre cables en líneas de subtransmision y transmisión y tomar en cuenta el espesor máximo observado. Para fines de diseño, el espesor del hielo es de 5mm, con peso especifico de 8,8kN/m 3 . Para esta misma combinación, en la Tabla No 17 se emplea la notación PCH y VCH para enfatizar la recomendación de considerar el espesor del hielo acumulado para evaluar el peso de los cables y el área que resulta expuesta a la acción del viento correspondiente.

G) Además de las combinaciones de carga que se indican en los diagramas de cargas, en las torres de deflexión y remate, para las combinaciones de carga normales, se debe aplicar en uno de los extremos de las crucetas rectangulares y trabe (si existe), cruceta triangular y de guarda, la carga longitudinal desbalanceada que resulte de un análisis de flechas y tensiones que considere una proporción de 75 y 25% en los claros adyacentes. Si el proyecto definitivo, que puede ser posterior a la prueba mecánica del prototipo, existe una proporción mas desfavorable de 75 y 25% en claros adyacentes se debe efectuar el análisis para esas condiciones y realizar el refuerzo necesario en las estructuras que aplique.

H) Si el proyecto definitivo, que puede ser posterior a la prueba mecánica del prototipo, existen tensiones hacia arriba que provoquen jalones ascendentes en crucetas rectangulares, triangulares, de guarda y trabe (si existe) se harán los refuerzos necesarios que resulten de las cargas descritas a continuación:


CAPITULO III. 85

• Crucetas rectangulares y trabe.

• En uno de los extremos de las crucetas rectangulares y trabe, se cuantifica la fuerza vertical ascendente para condiciones normales, con un análisis de flechas y tensiones.

• En el otro extremo se aplica una carga vertical descendente correspondiente a la parte proporcional de la suma de las cargas verticales, para las condiciones normales, indicadas en los diagramas de cargas.

• Las cargas verticales así calculadas se combinan con las cargas transversales indicadas en los diagramas de cargas, para las condiciones normales y con las cargas longitudinales desbalanceadas que resulten del análisis de flechas y tensiones.

• Crucetas triangulares y de guarda.

• Para estas crucetas se cuantifica la carga vertical ascendente con un análisis de flechas y tensiones, esta carga así calculada se suma algebraicamente con la carga vertical de las condiciones normales indicadas en los diagramas de cargas.

• Estas cargas se combinan con las cargas transversales indicadas en los diagramas de cargas y con las cargas longitudinales que resulten del análisis de flechas y tensiones.

ÁRBOLES DE CARGA

Como observamos anteriormente el estudio de las cargas es compleja y meticulosa, por lo cual Comisión Federal de Electricidad analiza y estudia las cargas actuantes en estructuras de torres, postes, estaciones y subestaciones eléctricas, ya que cuenta con el personal, tecnología y experiencia que garantizan la factibilidad en el diseño.

El resultado de este análisis se proporciona en diagramas o en su defecto en árboles de carga, esto es de acuerdo a la topología de cada estructura en estudio.


CAPITULO IV. 87

CAPITULO IV

DISEÑO DE TORRE TIPO 4BR2, 400KV, 2C, 2 C/F POR COMPUTADORA.


CAPITULO IV. 88

MÉTODO DE LA RESISTENCIA ÚLTIMA.

Un miembro sometido a diversas combinaciones de las cargas de servicio multiplicadas por un factor de carga, se selecciona de tal manera que las fuerzas en el miembro no excedan las resistencias últimas especificadas.

En este caso la estructura se analiza elásticamente pero bajo cargas de servicio multiplicadas por un factor de carga. Sin factores de reducción de resistencia.

En 1986, el AISC publicó en la primera edición un nuevo manual con el subtitulo Load and Resístanse Factor Design. El objetivo de este manual fue facilitar la puesta en marcha de la"nueva especificación AISC, titulada Load and Resístanse Factor Oesign Specification for Structural Steel Buildings, basada en la teoría de la confiabilidad.

FIGURA No. 50 DIAGRAMA DE ESFUERZO – DEFORMACION UNITARIO

RESISTENCIA ULTIMA

LIMITE SUPERIOR DE FLUENCIA (Fy)

PUNTO DE RETURA

CARGAS DE DISEÑO = CARGAS DE SERVICIO * FC

MODULO DE ELASTICIDAD

ZONA PLASTICA COMPRENDE DESDE EL LIMITE DE PROPORCIONALIDAD HASTA EL PUNTO DE ROTURA

DEFORMACION

ZONA PLASTICA

Fu

Fy

0

( kg/cm ) 2

2 6 / 10 039 . 2 / cm kg x Tan = = ε σ α

MATERIALES.

El acero es un material muy variable y en la actualidad se produce en cientos de grados y tipos. Para uso estructural, sin embargo, se ajusta, por lo común a un número limitado de grados muy controlados para aplicaciones especificas de productos.

Las principales organizaciones que se encargan de este control son:

AISC American Institute Steel Construction.

ASTM American Society for testing and Materials.

SDI Steel Oeck Institute.


CAPITULO IV. 89

SJI Steel Joist Institute.

AISI American Iron and Steel Institute. Para el diseño de torres se aplican las especificaciones ASTM.

La propiedad estructural de primordial importancia es el esfuerzo de fluencia, el cual se designa como fy. La mayoría de los esfuerzos admisibles de diseño se basan en este valor. El otro esfuerzo limitante es el esfuerzo último o máximo a la tensión Fu, en el cual se basan algunos esfuerzos de diseño. Para algunos grados el esfuerzo último se da como un intervalo en lugar de un solo valor, en cuyo caso se aconseja utilizar el menor valor de diseño, a menos que un valor mayor pueda ser verifici1dopor un proveedor específico para un producto en particular laminado.

TABLA No. 18 ASTM A USAR EN TORRES.

ACERO Fy (Kg./cm 2 )

Fu (Kg./cm 2 )

A36 2530 40805620 A572G50 3520 4574 A572G60 4220 5278 A572G65 4570 5630 A394 Tipo 0 5207

A394 Tipo 1, 2 y 3 8444

Las características mecánicas del acero son:

Módulo de elasticidad: es la relación que existe entre el esfuerzo y la deformación en la zona elástica.

Este valor se determina por medio de la pendiente de la porción elástica. Ea=2.039x106kg/cm2.

Resistencia al límite de fluencia. Ver tabla 01.

Resistencia última de tensión. Ver tabla 01.

Ductilidad: Es la capacidad de deformación que tiene el acero antes de llegar a la falla.

Fatiga: Es un daño permanente y progresivo provocado por las fluctuaciones de esfuerzos que generan grietas las cuales eventualmente pueden conducir a la fractura total.

Dureza: es la capacidad del acero para resistir la fractura bajo cargas de impacto.


CAPITULO IV. 90

FIGURA No. 51 DIAGRAMA DE ESFUERZO – DEFORMACION PARA DIFERENTES ACEROS USADOS EN EL DISEÑO DE TORRES AUTOSOPORTADAS.

A572 60 ksi A572 50 ksi

ASTM A36

LIMITE SUPERIOR DE FLUENCIA (Fy)

LIMITE INFERIOR DE FLUENCIA

LIMITE ELASTICO DE PROPORCIONALIDAD

E = 21*10 kg / cm 2 6

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1000

7000

9000

9843

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

ESF

UER

ZO Kg/cm

2

PERFILES Y PLACAS.

Se pueden diseñar con perfiles formados a base de placa siempre y cuando se haga un diseño con perfiles comerciales laminados, equivalente en comportamiento estructural para las mismas condiciones de carga. Ambos diseños deben cubrir los procesos de: diseño, elaboración de planos de fabricación y montajes, fabricación y prueba de los prototipos.

LINEAMIENTOS DE DISEÑO

El acero a emplear en la fabricación de las estructuras debe cumplir con lo siguiente: fy mín=2530 Kg./cm2 ASTM A36 fy mín. = 3520 Kg./cm2 ASTM A572 G50

REQUERIMIENTOS MÍNIMOS El espesor mínimo permitido de acuerdo a la especificación CFEJ1000502002.

Elementos principales 4.8 mm Crucetas 4.8 mm Resto de los elementos 4.0 mm


CAPITULO IV. 91

Ángulos mínimos a utilizar en mm:

Estructura (elementos principales) 38x38x4.8

Estructura (resto de elementos) 38x38x4

Cimentación (stub) 48x48x4.8

Espesor mínimo de las placas:

Estructura 4.8mm

Cimentación (stub) 4.8mm

Diámetro mínimo de tornillos a utilizar 12.7 mm.

Se debe utilizarse tornillo maquina hexagonal regular y tuerca hexagonal regular y debe cumplir con el tipo O. Los tornillos deben cumplir con un torque mínimo del 60% del valor de ruptura.

RELACIÓN DE ESBELTEZ MÁXIMA.

Como una medida de resistencia al pandeo, la propiedad básica de una columna es su relación de esbeltez, calculada como:

= r KL l Re

Donde:

L = Longitud sin apoyo (cm).

R = Radio de giro de la sección con respecto a la dirección donde se presenta el pandeo potencial (cm).

K = Factor modificante que considera los efectos de la restricción en los extremos. Para el caso de torres K = 1.

TABLA No. 19 RELACIÓN DE ESBELTEZ MAXIMA.

TIPO DE MIEMBRO. RELACIÓN DE ESBELTEZ.

Miembros Principales 150 Crucetas 150 Secundarios (Con esfuerzos Calculados)

200

Redundantes 250 Miembros de Tensión 500


CAPITULO IV. 92

Para el diseño de un miembro estructural sujeto a cargas de compresión. la longitud libre de pandeo estará determinada por las condiciones de apoyo de éste en el momento que ha sido estructurada la torre.

Se pretende que el elemento sea lo suficientemente resistentes para soportar las solicitaciones a que estará sujeto sin dejar de pensar en la economía de la estructura, por lo que se buscara aquel que reúna las mayores características de peso I eficiencia.

El esfuerzo resistente disminuye para valores altos [ ] r L por lo que es preferible tener

un valor mínimo de L/r para una sección transversal considerada, siempre y cuándo este no afecte las condiciones económicas y de estabilidad de la torre.

PROPIEDADES DE LAS SECCIONES.

Las propiedades geométricas se utilizan en el análisis de condiciones de esfuerzos y deformación en los miembros.

Características geométricas necesarias a utilizar en el diseño de ángulos.

Área. Momentos de Inercia en xx, yy y zz. Radio de giro en xx, yy y zz. Módulo de sección. Centroides.

FIGURA No. 52 ANGULO DE LADOS IGUALES.

R

Z

X

Z

X

Y

X g

b

t

GRAMIL

b

Donde: b =Ala o patín.


CAPITULO IV. 93

t = Espesor del patín. g = Gramil. R = Radio de curvatura interior. xx, yy, zz =Dirección ejes (x, y, z ).

MOMENTO DE INERCIA.

El momento de inercia de una sección transversal con respecto a cualquier eje paralelo a un eje que pasa por su centroide y es igual al momento de inercia de la sección transversal con respecto a su propio eje centroidal más el área por el cuadrado de la distancia entre los dos ejes. Matemáticamente se expresa:

2 Az I I o + =

Donde:

I =Momento de inercia de la sección transversal con respecto al eje requerido. Io = Momento de inercia con respecto a su propio eje centroidal, paralelo al eje requerido. A = Área. z = Distancia entre los dos ejes paralelos.

RADIO DE GIRO.

Es una medida de la resistencia del elemento, esta relacionado con el tamaño y la forma de la sección transversal, es un índice de la rigidez de una sección sujeta a compresión, se expresa así:

A I r =

Donde:

r =Radio de giro. I = Momento de inercia. A = Área de la sección.

MÓDULO DE SECCIÓN.

Se define como el momento de inercia dividido entre la distancia a la fibra mas alejada del eje neutro y se expresa con el símbolo "S".

c I S =

Donde:

S = Módulo de sección I = Momento de inercia c = Distancia a la fibra mas alejada.

Con frecuencia sucede que es necesario determinar la posición del centroide y ello se logra más fácilmente por medio de matemáticas. El momento estático de un área plana con respecto a un eje dado es el área multiplicada por la distancia normal del centroide del área al eje. Si un área se divide en varias partes, la suma de los momentos estáticos de las partes es igual al


CAPITULO IV. 94

momento estático de toda el área. Éste es el principio por medio del cual se determina la posición del centroide.

MIEMBROS EN COMPRESIÓN.

Para el dimensionamiento de los elementos estructurales resistentes, se adoptan las recomendaciones dadas en "The Guide for Design of Steel Transmission Towers" del A.S.C.E. (American Society of Civil Engineers), el cual hace algunas adecuaciones a las formulas de capacidades de columnas sujetas a carga axial de compresión de A.I.S.C en su capitulo correspondiente a las especificaciones para diseño, fabricación y montaje de edificios con estructuras de acero, las cuales han sido dirigidas principalmente a los perfiles estructurales que se utilizan comúnmente en edificios o estructuras similares, de acuerdo a las investigaciones de la C.RC. (Column Research Council).

La falla en un miembro estructural sujeto a una carga axial de compresión se puede presentar de dos maneras:

Pandeo general del elemento estructural. Pandeo local de los elementos que lo forman.

El concepto de columna en el caso de las torres se le puede aplicar a cualquier elemento estructural recto sujeto a una fuerza axial de compresión. Puesto que la capacidad de carga de una columna es inversamente proporcional a su relación da esbeltez (KL/r), es necesario mantener este valor tan bajo como sea posible con el objeto de no reducir su capacidad a compresión debido al fenómeno de pandeo.

De ésta forma para una longitud dada la sección transversal deberá tener un radio de giro lo mas alto posible.

En el caso de ángulos, la sección óptima será aquella que a un momento de inercia dado corresponda el área mínima y esto se lograría proporcionando secciones de alas grandes (b) y espesores pequeños (t), pero esto lleva a una posible falla por pandeo local y en donde cada ala del ángulo se comporta como una columna, cuya alta relación de esbeltez (b/t) propicia el colapso de la sección para cargas menores que las correspondientes para el pandeo total.

Pandeo General del Elemento.

Pandeo Inelástico.

Fy Cc r KL

Fa

− = 2

2

2 1 Si Cc

r KL

≤


CAPITULO IV. 95

Pandeo Inelástico.

= 2

20124025

r KL

Fa Si Cc r KL

≥

Fy E Cc

2 2π =

Donde:

Fy =Esfuerzo de fluencia del material (kg/cm2). E =Módulo de elasticidad = 2.039x106kg/cm2. Fa =Esfuerzo permisible kg/cm2. KL/r =Relación de esbeltez (adim). Cc =Relación de esbeltez donde comienza el pandeo elástico (adim), coeficiente crítico.

PANDEO LOCAL DEL ELEMENTO.

La relación anchoespesor límite esta dada por:

Fy t bw 81 . 670

lim

=

Donde:

bw =Distancia medida sobre el patín desde el extremo del ángulo en donde comienza la curvatura del mismo; igual al patín menos espesor del ángulo menos radio de doblez. t =Espesor del perfil.


CAPITULO IV. 96

FIGURA No. 53 RELACIÓN ANCHO ESPESOR..

R

b

t

b

bw

En caso de exceder el anchoespesor límite la ecuación del pandeo inelástico se deben modificar sustituyendo fy por el valor Fcr dado por la siguiente expresión.

Fy

t bw t bw

Fcr

− =

lim

677 . 0 677 . 1 Si Fy t

bw t bw 46 . 1207

lim

≤

⟨

= 2

667945

t bw

Fcr Si Fy t

bw 46 . 1207 ⟩

Con Fa ó Fcr calculado se debe cumplir las siguientes condiciones:

Fa A C t ≤ Si rige pandeo general

Fcr A C t ≤ Si rige pandeo local

Donde:

C = Compresión actuante (kg).

At = Área total del ángulo (cm 2 ).


CAPITULO IV. 97

FIGURA No. 54 GRAFICA DE RESISTENCIA DE COLUMNAS

PANDEO INELASTICO PANDEO ELASTICO

DISEÑO POR RESISTENCIA

ULTIMA

ESF. DE PANDEO EN EL LIM. FY.

COLUMNAS DE LONGITUD INTERMEDIA COLUMNAS LARGAS COLUMNAS CORTAS

Fa = Fy Fa

Fy

Fy 2

KL r KL

r Cc

Fy Cc

r KL

Fa

− = 2

2

2 1 2

2

= =

r KL

E Fcr Fa π

En la curva de capacidades de cargarelación de esbeltez, (Gráfica) la separación entre ambos rangos la marca el valor KL/r = Cc (relación de esbeltez efectiva para el cual el esfuerzo crítico corresponde a la mitad del esfuerzo de fluencia).

Para ambos tipos de pandeo (elástico e inelástico) el C.R.C ha afinado estas teorías y dirigiendo su

investigación a la sección estructural en ángulo, ha introducido ciertas reducciones de la capacidad de carga por conceptos de esfuerzos residuales (generados durante el proceso de laminación), condiciones de excentricidad pequeñas en la aplicación de las cargas, etc.

A.S.C.E. adopta las fórmulas del C.RC para el rango inelástico y de Euler para el rango elástico.

Se define como pandeo a la perdida repentina de resistencia que acompaña a la aparición de fuertes deformaciones, independientemente de que los esfuerzos hayan ó no llegado al punto de fluencia.

Iniciado el pandeo, los desplazamientos laterales provocan que los esfuerzos crezcan rápidamente y se llegue pronto al intervalo inelástico, de tal forma que la falla se presenta en éste intervalo.

El fenómeno de pandeo no es un problema de esfuerzos, sino de estabilidad, por esa razón las fórmulas originales que representan este fenómeno se refieren a cargas criticas no a esfuerzos, sin embargo por razones practicas estas cargas se traducen a esfuerzos.


CAPITULO IV. 98

TABLA No. 20 RADIOS DE DOBLEZ DE PERFILES COMERCIALES.

ANGULO. RADIO DE DOBLEZ. “ mm “ Mm ¾” 19.05 1/8” 3.20 7/8” 22.22 1/8” 3.20 1” 25.40 1/8” 3.20 1 ¼” 31.75 3/16” 4.7 1 ½” 38.10 3/16” 4.7 1 ¾” 44.45 ¼” 6.35 2” 50.80 ¼” 6.35 2 ½” 63.50 ¼” 6.35 3” 76.20 5/16” 7.90 4” 101.60 3/8” 9.50 5” 127.00 ½” 12.70 6” 152.40 ½” 12.70 7” 177.80 ½” 12.70 8” 203.20 5/8” 15.875 10” 254.00 5/8” 15.875

LONGITUDES EFECTIVAS DE PANDEO.

En la determinación de las longitudes efectivas de pandeo, el manual A.S.C.E. da una serie de recomendaciones para las diferentes condiciones de soporte que pueda tener en los extremos el elemento estructural objeto de análisis.

TABLA No. 21 DESCRIPCION DE CURVAS DEL A.S.C.E.

CURVA. DESCRIPCIÓN. 1 Carga concéntrica en ambos extremos (ambos extremos conectados). 2 Carga concéntrica en un solo extremo. 3 Carga concéntrica en ambos extremos. 4 Ambos extremos no restringidos contra la rotación (un tornillo en cada extremo). 5 Un extremo parcialmente restringido contra rotación (dos tornillos en un extremo y un

tornillo en otro). 6 Ambos extremos parcialmente restringidos contra rotación (dos tornillos en cada uno de

los extremos).

TABLA No. 22 LONGITUDES EFECTIVAS DE PANDEO PROPUESTAS POR A.S.C.E

A.S.C.E CURVA KL/r RANGO DE ESBELTEZ 4.75 1 L/r 120 / 0 ≤ ≤ r L 4.76 2 30+0.75 ( L/r) 120 / 0 ≤ ≤ r L 4.77 3 60+0.5 (L/r) 120 / 0 ≤ ≤ r L 4.78 4 L/r 200 / 120 ≤ ≤ r L 4.79 5 28.6+0.762 ( L/r) 225 / 120 ≤ ≤ r L 4.710 6 46.2+0.615 (L/r) 250 / 120 ≤ ≤ r L

*CURVAS A.S.C.E


CAPITULO IV. 99

FIGURA NO. 55 LA CURVA 1: SE UTILIZA PARA ELEMENTOS CON CARGA CONCÉNTRICA EN AMBOS EXTREMOS, EMPERNADOS EN AMBAS CARAS.

Para este arreglo se determina la relación de esbeltez de acuerdo con:

120 0 ≤ ≤ = r KL para

r L

r KL

FIGURA NO. 56 LA CURVA 2: SE UTILIZA PARA ELEMENTOS CON CARGA CONCÉNTRICA EN UN EXTREMO CUANDO SE TIENE UN EXTREMO EMPERNADO EN AMBAS CARAS Y EN

OTRO EXTREMO EMPERNADO EN AMBAS CARAS.


CAPITULO IV. 100


120 0 75 . 0 30 ≤ ≤ + = r KL para

r L

r KL

FIGURA No 57 LA CURVA 3: SE UTILIZA PARA ELEMENTOS CON CARGAS EXCENTRICAS EN AMBOS EXTREMOS. CUANDO SE TIENEN AMBOS EXTREMOS EMPERNADOS EN UNA

CARA.


120 0 50 . 0 60 ≤ ≤ + = r KL para

r L

r KL

La curva 4: Se utiliza para elementos sin restricción contra la rotación en ambos extremos.

200 120 ≤ ≤ r KL

La curva 5: Se utiliza para elementos parcialmente restringidos contra la rotación en un extremo.

La curva 6: Se utiliza para elementos parcialmente restringidos contra la rotación en ambos extremos. Normalmente se utilizan juntas una y otra curva ya sea 16, 25 o 34.

Estas curvas se determinan internamente en el programa TOMAD para cada tipo de acero y

relacionado con su r KL (relación de esbeltez).

Cc r KL Fypara

Cc r KL Fa ≤

− = * / 2 1 1

2


CAPITULO IV. 101

Donde: Fy

Cc 12 π =

Cc r KL para

r KL

Fa ≥

= 2

20203200

Donde:

K = Factor de longitud efectiva para elementos prismáticos.

L = Longitud efectiva del elemento.

r = Radio de giro.

Fa = Esfuerzo de compresión para elementos prismáticos.

Fy = Esfuerzo de fluencia del acero.

Cc = Coeficiente.

E = Modulo de elasticidad del material.

FIGURA No 58 CURVA DE COMPRESIÓN.

0

505 701

1403

2104

2806 2960

3367 3500

Fa ( Kg/cm

) 2

50 100 120 150 200 250

CURVA 1

CURVA 2

CURVA 3

CURVA 4 CURVA 5

CURVA 6

ACERO A572 f`y = 3500 kg/cm 2

KL r


CAPITULO IV. 102

TABLA No. 23 RELACIÓN DE ESBELTEZ PERMICIBLE: KL/r

150 Para los elementos principales 200 Para los elementos secundarios 250 Para los elementos redundantes

DIMENCIONES MÍNIMAS DE LOS ÁNGULOS ESTRUCTURALES.

ÁNGULOS EN ESTRUCTURA.

§ Ancho: 38mm § Espesor: 4.8mm para miembros principales incluyendo crucetas, 4mm para el resto de

elementos.

ÁNGULOS EN CIMENTACIÓN.

§ Espesor: 4.8mm

PLACAS EN ESTRUCTURA Y CIMENTACIÓN.

§ Espesor: 4.8mm

TORNILLOS. § Diámetro: 12.7mm.

MIEMBROS EN TENSIÓN.

Un miembro que transmite una fuerza de tensión entre dos puntos de una estructura es el elemento estructural mas eficiente y de diseño mas sencillo,. su eficiencia se debe a que la fuerza axial produce esfuerzos constantes en todo el material que lo compone de tal manera que todo puede trabajar al esfuerzo máximo permisible y, además, que las barras en tensión no se pandean, por lo que no hay fenómenos de inestabilidad que son críticos, con frecuencia, en elementos estructurales de acero con otras condiciones de carga.

El diseño consiste en comparar el esfuerzo, igual al cociente de la fuerza de trabajo entre el área, constante, de las secciones transversales, con el permisible, o la resistencia, producto del área por el esfuerzo de fluencia o de ruptura, con la acción factorizada de diseño.

CAPACIDAD DE CARGA DE ÁNGULOS SUJETOS A TENSIÓN.

La capacidad de carga para elementos estructurales sujetos a cargas de tensión axial esta dada por las siguientes expresiones:

a). Estado límite de flujo plástico en la sección total:

Ft = Fr * Fy * At


CAPITULO IV. 103

Donde:

Ft = Capacidad de carga de tensión.

Fr = Factor de reducción = 0.90.

Fy = Limite de fluencia del acero.

At = Área total de la sección transversal del elemento.

b). Estado límite de fractura en la sección neta:

Ft = Aa * Fu * Fr Donde:

Ft = Capacidad de carga de tensión.

Fr = Factor de reducción = 0.75.

Fu = Esfuerzo mín. de ruptura en tensión.

Ae = Área neta efectiva de la sección transversal del ángulo, la cual esta determinada por el área total de la sección, menos el área definida por el diámetro del barreno y el espesor del material. La diferencia entre los factores de resistencia Fr especificados para las dos formas de falla refleja la tendencia general, en el diseño de estructuras, de contar con factores de seguridad mayores contra las fallas de tipo frágil que contra las dúctiles.

DETERMINACIÓN DEL ÁREA TOTAL.

Es el área completa de su sección transversal, igual a la suma de los productos del grueso por el ancho de todos los elementos (patines, almas, placas). En ángulos, el ancho se toma igual a la suma de los anchos de las dos alas menos el grueso (t).

DETERMINACIÓN DEL ÁREA NETA.

El área neta de la sección transversal es igual al área total de la sección menos la que se pierde por los agujeros. Se obtiene sumando los productos del grueso de cada una de las partes por su ancho neto, que se determina como sigue:

a). El ancho de los agujeros para tornillos se toma 1.6mm mayor que el tamaño nominal del tornillo, medido normalmente en la dirección de los esfuerzos.

b). Cuando hay varios agujeros en una sección nominal al eje de la pieza, el ancho neto de cada parte de la sección se obtiene restando el ancho total la suma de los anchos de los agujeros.

c). Cuando los agujeros están dispuestos en una línea diagonal respecto al eje de la pieza, o en zigzag, deben estudiarse todas las trayectorias de falla posibles, para determinar a la Gualle corresponde el ancho neto menor, que es el que se utiliza para calcular el área neta. El ancho neto de cada parte, correspondiente a cada trayectoria, se obtiene restando del ancho total la suma de los anchos de todos los agujeros que se encuentran en la trayectoria escogida, y sumando, para cada espacio entre agujeros consecutivos, la cantidad de 2/4g, donde "s" es la separación longitudinal, centro a centro, entre los dos agujeros considerados (paso) y "g" es la separación transversal, centro a centro entre ellos (gramil).

El ancho total de ángulo: se toma igual a la suma de los anchos de las dos alas menos el grueso.


CAPITULO IV. 104

La distancia transversal entre agujeros situados en alas opuestas es igual a la suma de los dos gramiles, medidos desde los bordes exteriores del ángulo, menos el grueso (t).

CAPACIDAD AL APLASTAMIENTO DEL ÁNGULO.

La capacidad al aplastamiento del ángulo debido a la acción del tornillo sobre el material esta dada por la siguiente formula:

Fa =Fr * 2.25 * Fu * An

Donde:

Fr =Factor de reducción =0.90.

Fu = Esfuerzo mín. de ruptura en tensión (kg/cm2).

An =Área neta de la sección transversal del ángulo, la cual esta determinada por el área total de la sección, menos el área definida por el diámetro del barreno y el espesor del material. (cm2).El diámetro del barreno deberá tomarse 1.6mm (1/16") mayor que la dimensión nominal del tomillo.

TIPOS DE TORNILLOS.

Forma y Dimensiones: en cuanto a su forma y dimensiones, tanto del cuerpo como de la cabeza deberá usarse tomillo maquina hexagonal estándar y galvanizado por inmersión en caliente.

FIGURA No. 59 AREA Y CARACTERISTICAS DE LOS TORNILLOS.

A

A

B

B

CABEZA

CABEZA

ROSCA

TUERCA ROSCA

TUERCA

LONGITUD DEL TORNILLO

AGARRE

ROLDANA DE PRESION

Seccion BB

Seccion AA

CARACTERISTICAS DE LOS TORNILLOS AREAS DE TRABAJO DE UN TORNILLO

De la sección AA. Área total a cortante = Área Nominal.

De la sección BB. Área en la rosca (área a tensión).


CAPITULO IV. 105

2 9743 . 0 4

− = n

D At π

Donde:

At = Área a tensión (pulgadas 2 ).

D = Diámetro nominal del tornillo (“).

n = Numero de roscas por pulgadas

TABLA No. 24 AREA DE TORNILLOS

DIAMETRO AREAS (CM 2 ) Pulgadas Mm. Nominal En la raíz De tensión

½” 12.7 1.26 0.81 0.92 5/8” 15.875 1.98 1.30 1.46 ¾” 19.050 2.85 1.95 2.15 7/8” 22.225 3.88 2.70 2.98 1” 25.400 5.06 3.55 3.91

Resistencia a cortante simple de tornillos A394 en conexiones tipo aplastamiento.

TABLA No 25 RESISTENCIA A CORTANTE SIMPLE EN Kg.

TIPO O TIPO 1,2 Y 3 Φ Tornillos N X N X

13 (1/2”) 3155 4086 4245 6628 16 (5/8”) 5062 6404 6833 10374 19 (3/4”) 7559 9194 10192 14914 22 (7/8”) 10510 12530 14142 20317 25 (1”) 13802 16367 18614 26536

Donde:

N = Con la rosca incluida en el plano de corte X = Con la rosca excluida del plano de corte.


CAPITULO IV. 106

TABLA No 26 RESISTENCIA A TENSIÓN EN Kg.

Φ Tornillos TIPO O TIPO 1,2 Y 3 13 (1/2”) 4767 7741 16 (5/8”) 7582 12303 19 (3/4”) 11214 18205 22 (7/8”) 15527 25174 25 (1”) 20362 33006

La resistencia a tensión esta basada en el área As en el área roscada y calculada con la expresión anterior (At) además esta en tipo 0 Fu = 5207 Kg/cm 2 y en tipo 1, 2y3 Fu = 8444 Kg/cm 2 .

TIPOS DE JUNTAS ATORNILLADAS

Dependiendo de la forma de transmitir las carga de los elementos conectados a los tornillos de sujeción. Las 'juntas atornilladas pueden ser: .

JUNTAS TIPO APLASTAMIENTO (O JUNTAS A TOPE).

Hipótesis de diseño se desprecia la fricción entre elementos conectados:

Capacidad aplastamiento = (φ tornillo y el espesor de la placa más delgada) *Fa = Fa Esfuerzo promedio de aplastamiento = Fu Resistencia a tensión.

CAPACIDAD CORTANTE = RESISTENCIA DE TORNILLOS * Fv

Nota: Con la rosca incluida en el plano de corte.

JUNTAS TIPO FRICCIÓN

Hipótesis de diseño:

• Se considera la fricción desarrollada entre placas de conexión. • No se requiere investigar esfuerzos de aplastamiento.

Coeficiente de fricción 0.2 a 0.6 = 0.35 promedio (con este valor se calcula la resistencia friccionante).


CAPITULO IV. 107

FIGURA No 60 GRÁFICA ESFUERZO CORTANTE – DESLIZAMIENTO.

HIPOTESIS DE DISEÑO

Como apuntamos en párrafos anteriores el análisis riguroso de una junta (1) es de tipo hiper estático y por ende el diseño basado en este análisis resultaría sumamente complicado. Por esto surge la necesidad de establecer ciertas hipótesis simplificadoras compatibles.

Estas hipótesis son:

a) En general se desprecia la fricción (1) entre las piezas por unir.


CAPITULO IV. 108

b) Se considera que los tornillos llenan completamente los agujeros en que se alojan (esto significa que no existe desplazamiento relativos entre tornillos y piezas conectadas).

c) La fuerza P que actúa en las piezas por unir se distribuye uniformemente entre cada uno de los tornillos. El comportamiento real de la junta para valores de P dentro del rango elástico.

Cuando la carga P se incrementa hasta el punto de falla. La junta se comporta plásticamente generándose entonces una redistribución plástica de esfuerzos y en estas condiciones es totalmente válida la hipótesis de distribución uniforme de esfuerzos.

FIGURA No 61 DISTRIBUCIÓN REAL DE ESFUERZOS.

d) los esfuerzos de aplastamiento en piezas conectadas y tornillos son uniformes.

(a)

(b)


CAPITULO IV. 109

e) El esfuerzo cortante en la sección transversal del tornillo es uniforme en la mayoría de los casos (excepto en juntas tipo fricción).

TIPOS DE FALLA

El tipo de falla que pueda sufrir una junta atornillada determinará el método de diseño a seguir.


CAPITULO IV. 110

FIGURA No 62 FALLA POR SECCIÓN INSUFICIENTE.


CAPITULO IV. 111

FIGURA No 63 FALLA POR APLASTAMIENTO ENTRE TORNILLO Y PLACA.

FIGURA No 64 FALLA POR DISTANCIA INSUFICIENTE AL BORDE

λ

UNA VARIANTE DE ESTE TIPO DE FALLA ES POR DISTANCIA MUY PEQUEÑA ENTRE TORNILLOS

S SMIN = 2 2/3 φt (PREFERENTE 3φt)

φt Xt


CAPITULO IV. 112

DISEÑO DE TORRES POR COMPUTADORA.

Para diseñar o modelar las torres de transmisión eléctrica en la actualidad existen una gran diversidad de programas en el mercado los cuales nos permiten analizar, diseñar y proyectar eficazmente en el menor tiempo, ya que en el presente este ultimo factor influye a mejorar presupuestos.

Hoy en día Comisión Federal de Electricidad permite el uso de estos programas (STAAD, TOMAD, SPole, CAISON) para el análisis y diseño de la estructura y la infraestructura de torres de transmisión eléctrica.

Para este caso en particular se opto por diseñar la torre tipo 4BR2, 400KV, 2C, 2 C/F la cual se analizo y modelo en el programa Staad Pro2003.

Para agilizar el proceso de diseño convino utilizar el programa AUTO Cad2005 para realizar la topología de la torre ya que este programa nos permite el formato “DXF” el cual se puede direccionar al softwer Staad Pro2003


CAPITULO IV. 113

FIGURA No 65 TOPOLOGIA DE LA TORRE 4BR2, 400KV, 2C, 2 C/F.

DXF (*.dxf)

TORRE ST 4BR2 .dxf

Drawing (*.dwg) Standards (*.dws) DXF (*.dxf) Drawing Template (*.dwt)

Filename:

File of type: CANCEL

SAVE


CAPITULO IV. 114

Del menú FILE del programa Auto Cad se selecciona SAVE AS, se coloca el nombre del archivo y se direcciona con la extensión DXF (*.dxf) como se muestra en la Figura No 51. El cual se puede reclamar en el programa Staad Pro 2003

FIGURA No 66 SEGUIMIENTO PASO A PASO PARA RECLAMAR EL ARCHIVO CON LA EXTENSIÓN “DXF EN EL PROGRAMA STAAD PRO 2003

File Help

New Ctrt + N

Open Ctrt + O

Open Backup Manager

Import ...

Archive ...

Un Archive

Resent STAAD Tiles

Exit

Al entrar al programa se abre el menú File seleccionamos la opción Import el cual abre el menú con el mismo nombre.

Import

Import Help Cancel

3D DXF

QSE ASA

Stardyne

Al abrir este menú nos muestra una serie de opciones para este caso seleccionamos la opción de 3D DXF y tecleamos la opción Import el cual nos abre la opción Abrir.

Abrir TESIS Buscar en: Busca r en: Busca r en: Bu scar en :

Busca r en: Busca r en: Bu scar en : Busca r en: Busca r en: Bu scar en : Busca r en: Busca r en: Bu scar en : Busca r en: Busca r en: Bu scar en : Busca r en: Busca r en: Bu scar en : Busca r en: Busca r en: Bu scar en : Busca r en: Busca r en: Bu scar en :

Nombre:

Tipo:

Abrir

Ayuda

Cancelar

DXF ST 4BR2

ST 4BR2

DXF files (*.dxf)

El menú abrir nos permite elegir y abrir la carpeta y el archivo con la extensión DXF. El cual el programa tomara la geometría y dimensiones dadas en el modelamiento que se realizo en

Auto Cad al teclear la opción abrir nos muestra el siguiente menú.


CAPITULO IV. 115

DXF Import

OK Help Cancel

No Change

Y Up

Z Up

Structure Convention

En el menú DXF Import nos permite elegir cambios geométricos en la estructura o mantener la estructura sin cambios en esta para el caso de análisis de tesis se elige mantener esta sin

cambios al teclear la opción “OK abre el siguiente menú.

Set Current Input Units

Inch

foot

Millimeter

Centimeter

Decimeter

Meter

Kilometer

Pound

Kilo Pound

Metric Ton

Kilogram

Newton

Deca Newton

Kilo Newton

Mega Newton

Iength Units Force Units

OK Cancel

En el menú Set Current Input Units nos muestra dos opciones principales para el análisis de estructuras unidades de longitud y unidades de fuerza para el caso de tesis se tomo metros y toneladas metro al teclear la opción “OK el programa automáticamente reconoce la tanto coordenadas como incidencias las cuales como resultado nos da la geometría de la estructura a analizar.


CAPITULO IV. 116

Guardar como TESIS Buscar en: B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n:

B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n: B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n: B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n: B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n: B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n: B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n: B usc ar en: B usc ar en : B u sca r e n:

Nombre:

Tipo:

Guardar

Cancelar

ST 4BR2

ST 4BR2

STAAD Space Files (*.dxf)

Al terminar el reconocimiento, se guarda el archivo creado en el programa STAAD PRO2003 este archivo se guarda con la extensión (*.std).

Abrir TESIS Buscar en: B uscar en : Busc ar en: Bus car en:

B uscar en : Busc ar en: Bus car en: B uscar en : Busc ar en: Bus car en: B uscar en : Busc ar en: Bus car en: B uscar en : Busc ar en: Bus car en: B uscar en : Busc ar en: Bus car en: B uscar en : Busc ar en: Bus car en: B uscar en : Busc ar en: Bus car en:

Nombre:

Tipo:

Abrir

Cancelar

ST 4BR2

ST 4BR2

Preview

Job:

Client:

Job No:

Part:

Ref:

Verety list data while reading

STAAD /Pro Files (*.dxf)

El menú abrir del programa STAAD PRO2003 nos permite abrir los archivos con la extensión (*.std ) al entrar al archivo con el programa podemos modificar e introducir datos importantes como cargas, dimensiones, secciones de elementos estructurales, propiedades de los materiales, etc. Los cuales nos permiten agilizar, economizar y diseñar adecuadamente la estructura en estudio.


CAPITULO IV. 117

TABLA No 27 PROPIEDADES PRISMATICAS DE LOS PERFILES QUE SE UTILIZAN EN EL DISEÑO.

ANGULO DE LADOS IGUALES

mm*mm in*in b/t

Peso en

Kg./m

g mm

Área cm 2

rw cm.

rx cm.

ry cm.

rz cm.

Cw cm 4

RADIO DE GIRO POLAR

ro cm.

TABLA A.I.S.C

44*5 13/4*3/16 8.80 3.15 2.50 4.03 1.70 1.37 1.37 0.86 0.496 2.441 UP LI 44*5 64*4 2 ½*5/32 16.00 3.83 3.50 4.88 2.52 1.98 1.98 1.24 0.85 3.539 UP LI 64*4

76*5 3*3/16 15.20 5.52 4.50 7.03 3.03 2.39 2.39 1.51 7.76 4.252 ST L30 303

76*5 3*3/16 15.20 5.52 4.50 7.03 3.03 2.39 2.39 1.51 7.76 4.252 LD L30 303

76*6 3 * 1/4 12.66 7.29 4.50 9.29 2.94 2.36 2.36 2.97 4.67 4.220 ST L30 304

76*8 3 * 5 /16 9.50 9.08 4.50 11.48 2.92 2.34 2.34 1.47 10.62 4.185 LD L30 305

89*8 3 ½*5/16 11.12 10.71 5.00 13.48 3.47 2.74 2.74 1.75 17.47 4.891 ST L35 355

89*8 3 ½*5/16 11.12 10.71 5.00 13.48 3.47 2.74 2.74 1.75 17.47 4.891 LD L35 355

102*6 4 * 1/4 17.00 9.82 6.00 12.52 3.96 3.18 3.18 2.00 11.64 5.694 ST L40 404

102*8 4 * 5/16 12.75 12.20 6.00 15.48 3.93 3.15 3.15 2.00 26.77 5.635 ST L40 405

102*10 4 * 3/8 10.20 14.58 6.00 18.45 3.91 3.12 3.12 1.98 50.70 5.558 ST L40 406

102*10 4 * 3/8 10.20 14.58 6.00 18.45 3.91 3.12 3.12 1.98 50.70 5.558 LD L40 406

127 *10 5 * 3/8 12.70 18.30 7.00 23.29 4.90 3.96 3.96 2.52 100.8 7.052 ST L50 506

127*13 5 * 1/2 9.76 24.11 7.00 30.85 4.94 3.91 3.91 2.49 203.5 6.952 ST L50 508

152*10 6 * 3/8 15.20 22.17 9.00 26.13 6.02 4.78 4.78 3.05 176.4 8.514 ST L60 606

152*13 6 * 1/2 11.69 29.17 9.00 37.10 5.97 4.72 4.72 2.99 375.9 8.412 ST L60 608

152*22 6 * 7/8 8.90 49.26 9.00 62.77 5.79 4.60 4.60 6.52 1858 8.192 ST L60 6014

NOTA: En las tablas del manual A.I.S.C los perfiles se designan con las siglas de la última columna de la TABLA No. 27 las cuales se utilizan igual para identificar los perfiles en el programa Staad Pro2003.


CAPITULO IV. 118

TOPOLOGIA TORRE TIPO 4BR2, 400KV, 2C, 2 C/F


CAPITULO IV. 130

REVISIÓN DE ELEMENTOS ESTRUCTURALES EN LA TORRE

POR LA COMBINACIÓN DE LAS CARGAS DE DISEÑO

PROGRAMA STAAD PRO versión 2003

(LRFD)


CAPITULO IV. 131

**************************************************** * * * STAAD.Pro * * Version 2003 Bld 1001.US * * Proprietary Program of * * Research Engineers, Intl. * * Date= MAY 15, 2005 * * Time= 16:53: 6 * * * * USER ID: * ****************************************************

1. STAAD SPACE 4BR2SR 2. START JOB INFORMATION 3. ENGINEER DATE 08FEB05 4. END JOB INFORMATION 5. INPUT WIDTH 79 6. UNIT METER MTON 7. JOINT COORDINATES 8. 1 15.3 51.1 19.1; 2 19.1 51.1 15.3; 3 15.3 51.1 15.3; 4 19.1 51.1

19.1 9. 5 15.3 48.9 15.3; 6 17.2 48.9 15.3; 7 19.1 48.9 15.3; 8 19.1 48.9

17.2 10. 9 19.1 48.9 19.1; 10 17.2 48.9 19.1; 11 15.3 48.9 19.1; 12 15.3

48.9 17.2 11. 13 15.3 43.15 15.3; 14 17.2 43.15 15.3; 15 19.1 43.15 19.1; 16

17.2 43.15 19.1 12. 17 15.3 43.15 19.1; 18 15.3 43.15 17.2; 19 15.3 47.75 15.3; 20

15.3 47.75 19.1 13. 21 19.1 47.75 19.1; 22 19.1 47.75 15.3; 23 19.1 43.15 15.3; 24

15.3 45.45 15.3 14. 25 19.1 45.45 15.3; 26 15.3 45.45 19.1; 27 19.1 45.45 19.1; 28

19.1 43.15 17.2 15. 29 15.3 46.6 15.3; 30 15.3 44.3 19.1; 31 15.3 46.6 19.1; 32 15.3

44.3 15.3 16. 33 19.1 46.6 15.3; 34 19.1 44.3 19.1; 35 19.1 44.3 15.3; 36 19.1

46.6 19.1 17. 37 15.3 39.85 15.3; 38 17.2 39.85 15.3; 39 19.1 39.85 15.3; 40

19.1 39.85 17.2 18. 41 19.1 39.85 19.1; 42 17.2 39.85 19.1; 43 15.3 39.85 19.1; 44

15.3 39.85 17.2 19. 45 15.3 42.15 15.3; 46 15.3 42.15 19.1; 47 19.1 42.15 19.1; 48

19.1 42.15 15.3 20. 49 24.3 39.85 15.3; 50 24.3 42.0284 15.3; 51 24.3 42.0284 19.1 21. 52 24.3 39.85 19.1; 53 14.0423 30.9 20.3577; 54 17.2 30.9 20.3577 22. 55 12.5105 20 21.8895; 56 16.3795 20 21.8895; 57 22.9434 12.5

22.9434 23. 58 18.0205 20 21.8895; 59 11.4566 12.5 22.9434; 60 12.8619 22.5

21.5381 24. 61 21.5381 22.5 21.5381; 62 17.2 22.5 21.5381; 63 21.8895 20

21.8895 25. 64 24.7 0 24.7; 65 19.4386 10 23.2947; 66 9.7 0 24.7; 67 14.9614

10 23.2947


CAPITULO IV. 132

26. 68 11.1053 10 23.2947; 69 23.2947 10 23.2947; 70 17.2 12.5 22.9434

27. 71 9.7 0 9.7; 72 14.9614 10 11.1053; 73 24.7 0 9.7; 74 19.4386 10 11.1053

28. 75 11.4566 12.5 11.4566; 76 16.3795 20 12.5105; 77 18.0205 20 12.5105

29. 78 22.9434 12.5 11.4566; 79 17.2 12.5 11.4566; 80 11.1053 10 11.1053

30. 81 23.2947 10 11.1053; 82 20.3577 30.9 14.0423; 83 17.2 30.9 14.0423

31. 84 17.2 22.5 12.8619; 85 12.8619 22.5 12.8619; 86 12.5105 20 12.5105

32. 87 21.5381 22.5 12.8619; 88 21.8895 20 12.5105; 89 11.1053 10 14.9614

33. 90 15.1595 38.85 15.1595; 91 11.4566 12.5 17.2; 92 11.1053 10 19.4386

34. 93 14.0423 30.9 14.0423; 94 14.0423 30.9 17.2; 95 12.5105 20 18.0205

35. 96 12.5105 20 16.3795; 97 12.8619 22.5 17.2; 98 15.1595 38.85 19.2405

36. 99 19.2405 38.85 15.1595; 100 23.2947 10 14.9614; 101 23.2947 10 19.4386

37. 102 22.9434 12.5 17.2; 103 20.3577 30.9 20.3577; 104 20.3577 30.9 17.2

38. 105 21.8895 20 18.0205; 106 21.8895 20 16.3795; 107 21.5381 22.5 17.2

39. 108 19.2405 38.85 19.2405; 109 17.2 53.6 17.2; 110 31.8 57.35 17.2

40. 111 2.6 57.35 17.2; 112 14.773 36.1 14.773; 113 19.627 36.1 14.773

41. 114 20.0837 32.85 14.3163; 115 14.3163 32.85 14.3163; 116 19.627 36.1 19.627

42. 117 20.0837 32.85 20.0837; 118 14.773 36.1 19.627; 119 14.3163 32.85 20.0837

43. 120 13.6769 28.3 13.6769; 121 20.7231 28.3 13.6769; 122 17.2 25 13.2132

44. 123 20.7231 28.3 20.7231; 124 21.1868 25 17.2; 125 13.6769 28.3 20.7231

45. 126 13.2132 25 17.2; 127 17.2 25 21.1868; 128 21.1868 25 21.1868 46. 129 13.2132 25 21.1868; 130 13.2132 25 13.2132; 131 21.1868 25

13.2132 47. 132 10.1 39.85 19.1; 133 10.1 42.0284 19.1; 134 10.1 39.85 15.3 48. 135 10.1 42.0284 15.3; 136 29.35 48.9 15.3; 137 29.35 48.9 19.1 49. 138 5.05 48.9 15.3; 139 5.05 48.9 19.1; 140 34.4 39.85 15.3 50. 141 34.4 39.85 19.1; 142 2.84E014 39.85 19.1; 143 2.84E014

39.85 15.3 51. MEMBER INCIDENCES 52. 1 1 2; 2 3 4; 3 5 6; 4 7 8; 5 9 10; 6 11 12; 7 3 5; 8 1 11; 9 4

9; 10 2 7 53. 11 3 7; 12 2 5; 13 1 9; 14 4 11; 15 11 7; 16 9 5; 17 13 14; 18 15

16; 19 17 18 54. 20 5 19; 21 11 20; 22 9 21; 23 7 22; 24 23 24; 25 24 22; 26 13

25; 27 25 19 55. 28 15 26; 29 26 21; 30 17 27; 31 27 20; 32 22 6; 33 6 19; 34 21

10; 35 10 20 56. 36 23 28; 37 11 29; 38 29 30; 39 5 31; 40 31 32; 41 9 33; 42 33

34; 43 35 36


CAPITULO IV. 133

57. 44 36 7; 45 17 23; 46 13 15; 47 35 28; 48 28 34; 49 18 32; 50 18 30; 51 37 38

58. 52 39 40; 53 41 42; 54 43 44; 55 13 45; 56 17 46; 57 15 47; 58 23 48; 59 49 50

59. 60 51 52; 61 53 54; 62 55 56; 63 57 58; 64 56 59; 65 60 56; 66 58 61; 67 56 62

60. 68 62 58; 69 58 63; 70 64 65; 71 66 67; 72 68 67; 73 65 69; 74 67 70; 75 70 65

61. 76 65 57; 77 67 59; 78 71 72; 79 73 74; 80 75 76; 81 77 78; 82 74 79; 83 79 72

62. 84 72 75; 85 72 80; 86 74 78; 87 81 74; 88 82 83; 89 77 84; 90 76 85; 91 84 76

63. 92 76 86; 93 87 77; 94 88 77; 95 71 89; 96 37 90; 97 91 92; 98 93 94; 99 95 55

64. 100 95 60; 101 59 95; 102 85 96; 103 96 75; 104 86 96; 105 80 89; 106 89 75

65. 107 89 91; 108 96 97; 109 97 95; 110 43 98; 111 66 92; 112 92 68; 113 92 59

66. 114 39 99; 115 73 100; 116 101 102; 117 103 104; 118 61 105; 119 105 57

67. 120 63 105; 121 100 81; 122 100 78; 123 106 88; 124 106 87; 125 78 106

68. 126 102 100; 127 105 107; 128 107 106; 129 64 101; 130 41 108; 131 69 101

69. 132 101 57; 133 20 31; 134 26 30; 135 21 36; 136 27 34; 137 19 29; 138 24 32

70. 139 22 33; 140 25 35; 141 60 55; 142 59 68; 143 61 63; 144 57 69; 145 85 86

71. 146 75 80; 147 87 88; 148 78 81; 149 8 9; 150 10 11; 151 12 5; 152 6 7

72. 153 29 24; 154 32 13; 155 31 26; 156 30 17; 157 36 27; 158 34 15; 159 33 25

73. 160 35 23; 161 38 39; 162 40 41; 163 42 43; 164 44 37; 165 104 82; 166 54 103

74. 167 94 53; 168 83 93; 169 109 110; 170 109 111; 171 2 4; 172 110 4; 173 2 110

75. 174 3 111; 175 1 111; 176 109 2; 177 4 109; 178 109 1; 179 109 3; 180 4 1

76. 181 1 3; 182 3 2; 183 4 8; 184 2 8; 185 3 12; 186 12 1; 187 15 52; 188 23 49

77. 189 14 23; 190 28 15; 191 16 17; 192 18 13; 193 18 45; 194 18 46; 195 16 47

78. 196 16 46; 197 28 47; 198 28 48; 199 14 48; 200 14 45; 201 48 37; 202 45 39

79. 203 45 43; 204 46 37; 205 46 41; 206 47 43; 207 48 41; 208 47 39; 209 45 37

80. 210 46 43; 211 47 41; 212 48 39; 213 41 37; 214 43 39; 215 38 90; 216 38 99

81. 217 99 112; 218 90 113; 219 112 114; 220 113 115; 221 114 83; 222 83 115

82. 223 108 116; 224 116 117; 225 117 103; 226 98 118; 227 118 119; 228 119 53

83. 229 90 112; 230 112 115; 231 115 93; 232 99 113; 233 113 114; 234 114 82

84. 235 83 120; 236 83 121; 237 121 122; 238 122 120; 239 40 99; 240 40 108


CAPITULO IV. 134

85. 241 108 113; 242 99 116; 243 113 117; 244 116 114; 245 104 114; 246 117 104

86. 247 104 123; 248 104 121; 249 124 121; 250 123 124; 251 94 125; 252 94 120

87. 253 126 125; 254 120 126; 255 98 112; 256 90 118; 257 94 119; 258 112 119

88. 259 118 115; 260 115 94; 261 44 90; 262 44 98; 263 118 117; 264 116 119

89. 265 108 118; 266 98 116; 267 42 108; 268 42 98; 269 54 123; 270 54 125

90. 271 125 127; 272 127 123; 273 119 54; 274 54 117; 275 103 123; 276 123 128

91. 277 53 125; 278 125 129; 279 93 120; 280 120 130; 281 82 121; 282 121 131

92. 283 128 61; 284 131 87; 285 130 85; 286 129 60; 287 124 61; 288 124 87

93. 289 87 122; 290 122 85; 291 85 126; 292 126 60; 293 127 61; 294 127 60

94. 295 17 132; 296 132 133; 297 13 134; 298 135 134; 299 63 57; 300 88 78

95. 301 86 75; 302 55 59; 303 69 64; 304 81 73; 305 80 71; 306 68 66; 307 136 137

96. 308 4 137; 309 136 2; 310 7 136; 311 9 137; 312 138 139; 313 1 139; 314 138 3

97. 315 11 139; 316 138 5; 317 140 141; 318 142 143; 319 49 52; 320 51 50

98. 321 133 135; 322 134 132; 323 17 133; 324 133 142; 325 143 135; 326 135 13

99. 327 23 50; 328 50 140; 329 141 51; 330 51 15; 331 41 52; 332 52 141

100. 333 140 49; 334 49 39; 335 43 132; 336 132 142; 337 143 134; 338 134 37

101. 339 131 124; 340 124 128; 341 128 127; 342 127 129; 343 130 126; 344 126 129

102. 345 130 122; 346 122 131; 347 61 62; 348 62 60; 349 60 97; 350 97 85

103. 351 85 84; 352 84 87; 353 87 107; 354 107 61; 355 57 70; 356 70 59; 357 59 91

104. 358 91 75; 359 75 79; 360 79 78; 361 57 102; 362 102 78; 363 127 124

105. 364 124 122; 365 122 126; 366 126 127; 367 62 107; 368 107 84; 369 84 97

106. 370 97 62; 371 70 102; 372 102 79; 373 79 91; 374 91 70; 375 6 10; 376 96 95

107. 377 56 58; 378 105 106; 379 77 76; 380 58 105; 381 106 77; 382 76 96

108. 383 95 56; 384 38 44; 385 44 42; 386 42 40; 387 40 38; 388 104 83; 389 83 94

109. 390 94 54; 391 54 104; 392 67 92; 393 89 72; 394 74 100; 395 101 65

110. 396 101 100; 397 74 72; 398 89 92; 399 67 65; 400 59 101; 401 17 40; 402 51 49

111. 403 135 132; 404 133 134; 405 50 52; 406 9 136; 407 11 138; 408 8 6; 409 6 12

112. 410 12 10; 411 10 8; 412 13 133; 413 15 50; 414 134 142; 415 52 140; 416 54 83


CAPITULO IV. 135

113. 417 122 127; 418 62 84; 419 79 70; 420 63 87; 421 57 92; 422 106 85; 423 96 87

114. 424 95 61; 425 105 85; 426 100 75; 427 89 78; 428 16 28; 429 28 14; 430 14 18

115. 431 18 16; 432 16 14; 433 20 21; 434 19 22; 435 19 20; 436 22 21; 437 24 25

116. 438 26 27; 439 26 24; 440 27 25; 441 20 22; 442 27 24; 443 25 21; 444 26 13

117. START USER TABLE 118. TABLE 1 119. ANGLE 120. LI44X5 121. 0.044 0.044 0.0086 0.0403 0.0403 0 122. END 123. START USER TABLE 124. TABLE 2 125. ANGLE 126. LI64X4 127. 0.064 0.064 0.0124 0.0488 0.0488 0 128. END 129. * 130. *CUERPO SUPERIOR COMUN SOPORTE DEL CABLE DE GUARDIA 131. * 132. MEMBER PROPERTY AMERICAN 133. 169 170 TABLE LD L30303 134. 172 TO 175 TABLE ST L35355 135. * 136. *CUERPO SUPERIOR COMUN CRUCETA SUPERIOR 137. * 138. MEMBER PROPERTY AMERICAN 139. 310 311 315 316 TABLE ST L60606 140. 308 309 313 314 TABLE ST L40406 141. 307 312 TABLE LD L30303 142. * 143. *CUERPO SUPERIOR COMUN CRUCETA INFERIOR 144. * 145. MEMBER PROPERTY AMERICAN 146. 331 334 335 338 TABLE ST L60608 147. 332 333 336 337 TABLE ST L60606 148. 323 TO 330 TABLE ST L40406 149. 319 322 TABLE LD L30305 150. 317 318 TABLE LD L30303 151. 320 321 TABLE ST L30304 152. 187 188 295 297 UPTABLE 2 LI64X4 153. 59 60 296 298 UPTABLE 2 LI64X4 154. * 155. *CUERPO SUPERIOR COMUN 156. * 157. MEMBER PROPERTY AMERICAN 158. 7 TO 10 20 TO 23 133 135 137 139 153 155 157 159 TABLE ST L50508 159. 55 TO 58 134 136 138 140 154 156 158 160 209 TO 212 TABLE ST

L50508 160. 176 TO 179 TABLE ST L35355 161. 11 TO 14 24 TO 35 37 TO 44 47 TO 50 TABLE ST L40404 162. 195 196 199 TO 202 205 206 TABLE ST L40404 163. 193 194 197 198 203 204 207 208 TABLE ST L40405 164. 183 TO 186 UPTABLE 2 LI64X4


CAPITULO IV. 136

165. *SECCION "BB"* 166. 1 2 180 182 TABLE ST L60606 167. 171 181 TABLE ST L35355 168. *SECCION "CC"* 169. 3 5 150 152 TABLE ST L50508 170. 4 6 149 151 TABLE ST L30303 171. 15 16 TABLE ST L35355 172. 375 UPTABLE 1 LI44X5 173. *SECCION "DD1"* 174. 17 18 189 191 TABLE ST L50506 175. 19 36 190 192 TABLE ST L40406 176. 45 46 TABLE ST L35355 177. *SECCIO "DD"* 178. 51 53 161 163 TABLE LD L40406 179. 52 54 162 164 TABLE ST L40406 180. 213 214 TABLE ST L35355 181. * 182. *CUERPO INFERIOR COMUN O NIVEL 5 183. *PIERNAS VERTICALES 184. MEMBER PROPERTY AMERICAN 185. 96 110 114 130 223 226 229 232 TABLE ST L50508 186. 224 225 227 228 230 231 233 234 275 TO 282 TABLE ST L606014 187. *DIAGONALES* 188. 215 TO 220 239 TO 244 255 256 258 259 261 TO 268 TABLE ST L40406 189. 221 222 245 246 257 260 273 274 TABLE ST L40406 190. 235 TO 238 247 TO 254 269 TO 272 TABLE ST L50506 191. *HORIZONTALES* 192. 61 88 98 117 165 TO 168 TABLE ST L35355 193. *SECCION "FF"* 194. 339 TO 346 TABLE ST L30303 195. * 196. *NIVEL +0 O TRAMO I P/NIVEL +10 197. *PIERNAS VERTICALES 198. MEMBER PROPERTY AMERICAN 199. 141 143 145 147 283 TO 286 TABLE ST L606014 200. *DIAGONALES* 201. 287 TO 294 TABLE ST L50506 202. 65 66 90 93 100 102 118 124 TABLE ST L40406 203. 67 68 89 91 108 109 127 128 TABLE LD L35356 204. *HORIZONTALES* 205. 62 69 92 94 99 104 120 123 TABLE ST L30303 206. *SECCION "GG"* 207. 347 TO 354 TABLE ST L35355 208. * 209. *NIVEL +5 TRAMO I O NIVEL +10 TRAMO II 210. *PIERNAS VERTICALE 211. MEMBER PROPERTY AMERICAN 212. 299 TO 302 TABLE ST L606014 213. *DIAGONALES* 214. 63 64 80 81 101 103 119 125 TABLE ST L40406 215. * 216. *NIVEL +5 TRAMO II 217. *PIERNAS VERTICALES 218. MEMBER PROPERTY AMERICAN 219. 142 144 146 148 TABLE ST L606014 220. *DIAGONALES* 221. 76 77 84 86 106 113 122 132 TABLE ST L404010


CAPITULO IV. 137

222. 74 75 82 83 97 107 116 126 TABLE LD L35356 223. *HORIZONTALES* 224. 72 73 85 87 105 112 121 131 TABLE ST L30303 225. *SECCION "LL"* 226. 355 TO 362 TABLE ST L50506 227. * 228. *EXTENSION +5 229. *PIERNAS VERTICALES 230. MEMBER PROPERTY AMERICAN 231. 303 TO 306 TABLE ST L606014 232. *DIAGONALES* 233. 70 71 78 79 95 111 115 129 TABLE ST L40406 234. * 235. *ELEMENTOS PARA ESTABILIZAR LA ESTRUCTURA (FICTICIOS) 236. * 237. MEMBER PROPERTY AMERICAN 238. 363 TO 374 376 TO 444 TABLE ST PIPE OD 0.02 ID 0 239. CONSTANT 240. E STEEL ALL 241. DENSITY STEEL ALL 242. POISSON STEEL ALL 243. SUPPORTS 244. 64 66 71 73 FIXED 245. MEMBER TRUSS 246. 1 TO 6 11 TO 19 24 TO 54 59 TO 95 97 TO 109 111 TO 113 115 TO 129

131 132 247. 149 TO 152 161 TO 175 180 TO 208 213 TO 222 235 TO 274 287 TO 298

307 TO 444 248. * 249. *CARGAS 250. * 251. UNIT METER KG 252. LOAD 1 NORMAL CON VIENTO MAXIMO 253. JOINT LOAD 254. 111 FX 2222 FY 458 255. 110 FX 2222 FY 458 256. 138 139 FX 7199 FY 2544 257. 136 137 FX 7199 FY 2544 258. 142 143 FX 7020 FY 2544 259. 132 134 FX 7020 FY 2640 260. 49 52 FX 7020 FY 2640 261. 140 141 FX 7020 FY 2544 262. 82 103 FX 1212.5 263. 61 87 FX 1592 264. 57 78 FX 1849.5 265. LOAD 2 NORMAL CON VIENTO MAXIMO (2C IZQ.) 266. JOINT LOAD 267. 111 FX 2222 FY 458 268. 110 FX 2222 FY 458 269. 138 139 FX 508.5 270. 136 137 FX 7199 FY 2544 271. 142 143 FX 329.5 272. 132 134 FX 329.5 273. 49 52 FX 7020 FY 2640 274. 140 141 FX 7020 FY 2544 275. 82 103 FX 1212.5 276. 61 87 FX 1592


CAPITULO IV. 138

277. 57 78 FX 1849.5 278. LOAD 3 NORMAL CON VIENTO MEDIO 279. JOINT LOAD 280. 111 FX 1803 FY 933 281. 110 FX 1803 FY 933 282. 138 139 FX 5886.5 FY 4253.5 283. 136 137 FX 5886.5 FY 4253.5 284. 142 143 FX 5842 FY 4253.5 285. 132 134 FX 5842 FY 4384.5 286. 49 52 FX 5842 FY 4384.5 287. 140 141 FX 5842 FY 4253.5 288. 82 103 FX 301 289. 61 87 FX 395.5 290. 57 78 FX 459.5 291. LOAD 4 CORDON ROTO 1 CIRCUITO (FASE C ) 292. JOINT LOAD 293. 111 FX 1323 FY 684 294. 110 FX 1323 FY 684 295. 138 139 FX 3265.5 FY 3119 FZ 2310 296. 136 137 FX 92.5 297. 142 143 FX 4284 FY 3119 298. 132 134 FX 4284 FY 3215.5 299. 49 52 FX 60 300. 140 141 FX 60 301. 82 103 FX 221 302. 61 87 FX 289.5 303. 57 78 FX 337 304. LOAD 5 CORDON ROTO 1 CIRCUITO (FASE E ) 305. JOINT LOAD 306. 111 FX 1323 FY 684 307. 110 FX 1323 FY 684 308. 138 139 FX 4316.5 FY 3119 309. 136 137 FX 92.5 310. 142 143 FX 3233 FY 3119 FZ 2310 311. 132 134 FX 4284 FY 3215.5 312. 49 52 FX 60 313. 140 141 FX 60 314. 82 103 FX 221 315. 61 87 FX 289.5 316. 57 78 FX 337 317. LOAD 6 HILO DE GUARDA ROTO 1 CIRCUITO (FASE B ) 318. JOINT LOAD 319. 111 FX 1252 FY 458 320. 110 FX 660 FY 758 FZ 1320 321. 138 139 FX 92.5 322. 136 137 FX 4245 FY 2544 323. 142 143 FX 60 324. 132 134 FX 60 325. 49 52 FX 4212.5 FY 2640 326. 140 141 FX 4212.5 FY 2544 327. 82 103 FX 221 328. 61 87 FX 289.5 329. 57 78 FX 337 330. LOAD 7 NORMAL CON VIENTO REGIONAL 331. JOINT LOAD 332. 111 FX 617 FY 190 FZ 1320 333. 110 FX 617 FY 190 FZ 1320


CAPITULO IV. 139

334. 138 139 FX 1594 FY 1306.5 FZ 4620 335. 136 137 FX 1594 FY 1306.5 FZ 4620 336. 142 143 FX 1415 FY 1306.5 FZ 4620 337. 132 134 FX 1415 FY 1402.5 FZ 4620 338. 49 52 FX 1415 FY 1402.5 FZ 4620 339. 140 141 FX 1415 FY 1306.5 FZ 4620 340. 82 103 FX 1212.5 341. 61 87 FX 1592 342. 57 78 FX 1849.5 343. LOAD 8 NORMAL CON VIENTO REGIONAL (2C DER.) 344. JOINT LOAD 345. 111 FX 617 FY 190 FZ 1320 346. 110 FX 617 FY 190 FZ 1320 347. 138 139 FX 1594 FY 1306.5 FZ 4620 348. 136 137 FX 508.5 349. 142 143 FX 1415 FY 1306.5 FZ 4620 350. 132 134 FX 1415 FY 1402.5 FZ 4620 351. 49 52 FX 329.5 352. 140 141 FX 329.5 353. 82 103 FX 1212.5 354. 61 87 FX 1592 355. 57 78 FX 1849.5 356. LOAD 9 MANIOBRA EN HILOS DE GUARDA Y CONDUCTORES 357. JOINT LOAD 358. 111 FX 240 FY 382 FZ 1320 359. 110 FX 240 FY 382 FZ 1320 360. 138 139 FX 471 FY 2095 FZ 4620 361. 136 137 FX 471 FY 2095 FZ 4620 362. 142 143 FX 426.5 FY 2095 FZ 4620 363. 132 134 FX 426.5 FY 2226.5 FZ 4620 364. 49 52 FX 426.5 FY 2226.5 FZ 4620 365. 140 141 FX 426.5 FY 2095 FZ 4620 366. 82 103 FX 301 367. 61 87 FX 395.5 368. 57 78 FX 459.5 369. LOAD 10 PESO PROPIO 370. SELFWEIGHT Y 1 371. * 372. *COMBINACION DE CARGAS 11 A 19 373. * 374. LOAD 11 NORMAL CON VIENTO MAXIMO 375. REPEAT LOAD 376. 1 1.0 10 1.1 377. LOAD 12 NORMAL CON VIENTO MAXIMO (2C IZQ.)

378. REPEAT LOAD 379. 2 1.0 10 1.1 380. LOAD 13 NORMAL CON VIENTO MEDIO 381. REPEAT LOAD 382. 3 1.0 10 1.1 383. LOAD 14 CORDON ROTO 1 CIRCUITO (FASE C ) 384. REPEAT LOAD 385. 4 1.0 10 1.1 386. LOAD 15 CORDON ROTO 1 CIRCUITO (FASE E ) 387. REPEAT LOAD 388. 5 1.0 10 1.1 389. LOAD 16 HILO DE GUARDA ROTO 1 CIRCUITO (FASE B )


CAPITULO IV. 140

390. REPEAT LOAD 391. 6 1.0 10 1.1 392. LOAD 17 NORMAL CON VIENTO REGIONAL 393. REPEAT LOAD 394. 7 1.0 10 1.1 395. LOAD 18 NORMAL CON VIENTO REGIONAL (2C DER.) 396. REPEAT LOAD 397. 8 1.0 10 1.1 398. LOAD 19 MANIOBRA EN HILOS DE GUARDA YCONDUCTORES 399. REPEAT LOAD 400. 9 1.0 10 1.1 401. UNIT METER MTON 402. PDELTA 9 ANALYSIS

P R O B L E M S T A T I S T I C S

NUMBER OF JOINTS/MEMBER+ELEMENTS/SUPPORTS = 143/ 444/ 4 ORIGINAL/FINAL BANDWIDTH= 138/ 17/ 108 DOF TOTAL PRIMARY LOAD CASES = 19, TOTAL DEGREES OF FREEDOM = 834 SIZE OF STIFFNESS MATRIX = 91 DOUBLE KILOWORDS REQRD/AVAIL. DISK SPACE = 14.1/ 9804.9 MB, EXMEM = 197.5 MB

403. LOAD LIST 11 TO 19 404. PARAMETER 405. CODE LRFD 406. FYLD 35150 MEMB 1 TO 3 5 7 TO 14 17 18 20 TO 35 37 TO 58 96 97

110 114 130 407. 133 TO 148 150 152 TO 164 171 180 TO 182 187 TO 189 191 193 TO

214 223 TO 234 408. 275 TO 286 295 297 299 TO 319 322 TO 338 409. FYLD 25310 MEMB 4 6 15 16 19 36 59 TO 68 69 70 TO 89 410. 90 TO 95 98 TO 103 104 TO 109 111 112 113 115 116 TO 128 129 411. 131 132 149 151 165 TO 170 172 TO 179 183 TO 186 190 192 215 TO

222 412. 235 TO 274 287 TO 294 296 298 320 321 347 TO 444 413. ********************************************************** 414. *RIGIDESES DE LOS MIEMBROS EN LOS EJES LOCALES "Y" Y "Z" * 415. ********************************************************** 416. *CUERPO SUPERIOR COMUN SOPORTE DEL CABLE DE GUARDIA 417. * 418. KY 0.16 MEMB 169 170 419. KY 0.1 MEMB 172 TO 175 420. KZ 0.16 MEMB 169 170 421. KZ 0.1 MEMB 172 TO 175 422. * 423. *CUERPO SUPERIOR COMUN CRUCETA SUPERIOR 424. * 425. KY 0.14 MEMB 310 311 315 316 426. KY 0.14 MEMB 308 309 313 314 427. KY 0.5 MEMB 307 312 428. KZ 0.14 MEMB 310 311 315 316 429. KZ 0.14 MEMB 308 309 313 314


CAPITULO IV. 141

430. KZ 0.5 MEMB 307 312 431. * 432. *CUERPO SUPERIOR COMUN CRUCETA INFERIOR 433. * 434. KY 0.33 MEMB 331 334 335 338 435. KY 0.14 MEMB 332 333 336 337 436. KY 0.1 MEMB 323 TO 330 437. KY 0.5 MEMB 319 322 438. KY 0.5 MEMB 317 318 439. KY 0.5 MEMB 320 321 440. KY 0.5 MEMB 187 188 295 297 441. KY 1 MEMB 59 60 296 298 442. KZ 0.33 MEMB 331 334 335 338 443. KZ 0.14 MEMB 332 333 336 337 444. KZ 0.1 MEMB 323 TO 330 445. KZ 0.5 MEMB 319 322 446. KZ 0.5 MEMB 317 318 447. KZ 0.5 MEMB 320 321 448. KZ 0.5 MEMB 187 188 295 297 449. KZ 1 MEMB 59 60 296 298 450. * 451. *CUERPO SUPERIOR COMUN 452. * 453. KY 1 MEMB 7 TO 10 20 TO 23 133 135 137 139 153 155 157 159 454. KY 1 MEMB 55 TO 58 134 136 138 140 154 156 158 160 455. KY 0.5 MEMB 209 TO 212 456. KY 0.5 MEMB 176 TO 179 457. KY 0.5 MEMB 11 TO 14 458. KY 1 MEMB 32 TO 35 47 TO 50 459. KY 0.5 MEMB 24 TO 31 37 TO 44 460. KY 0.5 MEMB 195 196 199 200 461. KY 0.25 MEMB 201 202 205 206 462. KY 0.5 MEMB 193 194 197 198 463. KY 0.25 MEMB 203 204 207 208 464. KY 0.5 MEMB 183 TO 186 465. KZ 1 MEMB 7 TO 10 20 TO 23 133 135 137 139 153 155 157 159 466. KZ 1 MEMB 55 TO 58 134 136 138 140 154 156 158 160 467. KZ 0.5 MEMB 209 TO 212 468. KZ 0.5 MEMB 176 TO 179 469. KZ 0.5 MEMB 11 TO 14 470. KZ 1 MEMB 32 TO 35 47 TO 50 471. KZ 0.5 MEMB 24 TO 31 37 TO 44 472. KZ 0.5 MEMB 195 196 199 200 473. KZ 0.25 MEMB 201 202 205 206 474. KZ 0.5 MEMB 193 194 197 198 475. KZ 0.25 MEMB 203 204 207 208 476. KZ 0.5 MEMB 183 TO 186 477. *SECCION "BB"* 478. KY 1 MEMB 1 2 180 182 479. KY 0.5 MEMB 171 181 480. KZ 1 MEMB 1 2 180 182 481. KZ 0.5 MEMB 171 181 482. *SECCION "CC"* 483. KY 1 MEMB 3 5 150 152 484. KY 1 MEMB 4 6 149 151 485. KY 0.5 MEMB 15 16 375 486. KZ 1 MEMB 3 5 150 152


CAPITULO IV. 142

487. KZ 1 MEMB 4 6 149 151 488. KZ 0.5 MEMB 15 16 375 489. *SECCION "DD1"* 490. KY 1 MEMB 17 18 189 191 491. KY 1 MEMB 19 36 190 192 492. KY 0.25 MEMB 45 46 493. KZ 1 MEMB 17 18 189 191 494. KZ 1 MEMB 19 36 190 192 495. KZ 0.25 MEMB 45 46 496. *SECCIO "DD"* 497. KY 1 MEMB 51 53 161 498. KY 1 MEMB 52 54 162 164 499. KY 0.25 MEMB 213 214 500. KZ 1 MEMB 51 53 161 163 501. KZ 1 MEMB 52 54 162 164 502. KZ 0.25 MEMB 213 214 503. * 504. *CUERPO INFERIOR COMUN O NIVEL 5 505. *PIERNAS VERTICALES 506. KY 1 MEMB 96 110 114 130 507. KY 0.33 MEMB 223 226 229 232 508. KY 1 MEMB 225 228 231 234 509. KY 0.5 MEMB 224 227 230 233 275 277 279 281 510. KY 0.33 MEMB 276 278 280 282 511. KZ 1 MEMB 96 110 114 130 512. KZ 0.33 MEMB 223 226 229 232 513. KZ 1 MEMB 225 228 231 234 514. KZ 0.5 MEMB 224 227 230 233 275 277 279 281 515. KZ 0.33 MEMB 276 278 280 282 516. *DIAGONALES* 517. KY 0.5 MEMB 215 216 221 222 239 240 245 246 257 260 TO 262 267

268 273 274 518. KY 0.25 MEMB 217 TO 220 241 TO 244 255 256 258 259 263 TO 266 519. KY 0.5 MEMB 235 TO 238 247 TO 254 269 TO 272 520. KZ 0.5 MEMB 215 216 221 222 239 240 245 246 257 260 TO 262 267

268 273 274 521. KZ 0.25 MEMB 217 TO 220 241 TO 244 255 256 258 259 263 TO 266 522. KZ 0.5 MEMB 235 TO 238 247 TO 254 269 TO 272 523. *HORIZONTALES* 524. KY 1 MEMB 61 88 98 117 165 TO 168 525. KZ 1 MEMB 61 88 98 117 165 TO 168 526. *SECCION "FF"* 527. KY 0.5 MEMB 339 TO 346 528. KZ 0.5 MEMB 339 TO 346 529. * 530. *NIVEL +0 O TRAMO I P/NIVEL +10 531. *PIERNAS VERTICALES 532. KY 0.5 MEMB 141 143 145 147 283 TO 286 533. KZ 0.5 MEMB 141 143 145 147 283 TO 286 534. *DIAGONALES* 535. KY 0.5 MEMB 287 TO 294 536. KY 0.5 MEMB 65 66 90 93 100 102 118 124 537. KY 1 MEMB 67 68 89 91 108 109 127 128 538. KZ 0.5 MEMB 287 TO 294 539. KZ 0.5 MEMB 65 66 90 93 100 102 118 124 540. KZ 1 MEMB 67 68 89 91 108 109 127 128 541. *HORIZONTALES*


CAPITULO IV. 143

542. KY 0.5 MEMB 62 69 92 94 99 104 120 123 543. KZ 0.5 MEMB 62 69 92 94 99 104 120 123 544. *SECCION "GG"* 545. KY 0.5 MEMB 347 TO 354 546. KZ 0.5 MEMB 347 TO 354 547. * 548. *NIVEL +5 TRAMO I O NIVEL +10 TRAMO II 549. *PIERNAS VERTICALE 550. KY 0.16 MEMB 299 TO 302 551. KZ 0.16 MEMB 299 TO 302 552. *DIAGONALES* 553. KY 0.16 MEMB 63 64 80 81 101 103 119 554. KZ 0.16 MEMB 63 64 80 81 101 103 119 125 555. * 556. *NIVEL +5 TRAMO II 557. *PIERNAS VERTICALES 558. KY 0.5 MEMB 142 144 146 148 559. KZ 0.5 MEMB 142 144 146 148 560. *DIAGONALES* 561. KY 0.5 MEMB 76 77 84 86 106 113 122 132 562. KY 1 MEMB 74 75 82 83 97 107 116 126 563. KZ 0.5 MEMB 76 77 84 86 106 113 122 132 564. KZ 1 MEMB 74 75 82 83 97 107 116 126 565. *HORIZONTALES* 566. KY 0.5 MEMB 72 73 85 87 105 112 121 131 567. KZ 0.5 MEMB 72 73 85 87 105 112 121 131 568. *SECCION "LL"* 569. KY 0.5 MEMB 355 TO 362 570. KZ 0.5 MEMB 355 TO 362 571. * 572. *EXTENSION +5 573. *PIERNAS VERTICALES 574. KY 0.125 MEMB 303 TO 306 575. KZ 0.125 MEMB 303 TO 306 576. *DIAGONALES* 577. KY 0.125 MEMB 70 71 78 79 95 111 115 129 578. KZ 0.125 MEMB 70 71 78 79 95 111 115 129 579. CHECK CODE ALL

STEEL DESIGN


CAPITULO IV. 144

STAAD.Pro CODE CHECKING (LRF3) ***********************

ALL UNITS ARE MTON METE (UNLESS OTHERWISE NOTED)

MEMBER TABLE RESULT/ CRITICAL COND/ RATIO/ LOADING/ FX MY MZ LOCATION

=======================================================================

1 ST L60 606 PASS TENSION 0.049 13 4.36 T 0.00 0.00 5.37


3 ST L50 508 PASS COMPRESSION 0.394 13 25.02 C 0.00 0.00 1.90




7 ST L50 508 PASS LRFDH11BC 0.090 15 5.92 C 0.02 0.07 2.20


9 ST L50 508 PASS LRFDH11AC 0.234 16 11.80 C 0.01 0.03 2.20




CAPITULO IV. 145



=======================================================================













CAPITULO IV. 146



=======================================================================














CAPITULO IV. 147



=======================================================================













CAPITULO IV. 148



=======================================================================






51 LD L40 406 PASS COMPRESSION 0.481 13 40.50 C 0.00 0.00 1.90





56 ST L50 508 PASS LRFDH11AT 0.306 12 24.48 T 0.20 0.02 1.00



CAPITULO IV. 149



=======================================================================


59 UP LI64X4 PASS COMPRESSION 0.000 19 6.00 C 0.00 0.00 0.00

60 UP LI64X4 PASS TENSION 0.139 19 4.53 T 0.00 0.00 0.00







67 LD L35 356 PASS TENSION 0.321 18 23.43 T 0.00 0.00 2.65



CAPITULO IV. 150



=======================================================================














CAPITULO IV. 151



=======================================================================













CAPITULO IV. 152



=======================================================================














CAPITULO IV. 153



=======================================================================













CAPITULO IV. 154



=======================================================================














CAPITULO IV. 155



=======================================================================







133 ST L50 508 PASS LRFDH11BT 0.126 12 16.50 T 0.14 0.01 1.15






CAPITULO IV. 156



=======================================================================














CAPITULO IV. 157



=======================================================================













CAPITULO IV. 158



=======================================================================














CAPITULO IV. 159



=======================================================================













CAPITULO IV. 160



=======================================================================














CAPITULO IV. 161



=======================================================================













CAPITULO IV. 162



=======================================================================














CAPITULO IV. 163



=======================================================================













CAPITULO IV. 164



=======================================================================














CAPITULO IV. 165



=======================================================================













CAPITULO IV. 166



=======================================================================














CAPITULO IV. 167



=======================================================================










274 ST L40 406 PASS TENSION 0.453 18

19.04 T 0.00 0.00 3.49



CAPITULO IV. 168



=======================================================================














CAPITULO IV. 169



=======================================================================













CAPITULO IV. 170



=======================================================================














CAPITULO IV. 171



=======================================================================













CAPITULO IV. 172



=======================================================================














CAPITULO IV. 173



=======================================================================













CAPITULO IV. 174



=======================================================================














CAPITULO IV. 175



=======================================================================







* 363 ST PIP E FAIL L/REXCEEDS 5.638








CAPITULO IV. 176



=======================================================================

















CAPITULO IV. 177



=======================================================================


















CAPITULO IV. 178



=======================================================================

















CAPITULO IV. 179



=======================================================================


















CAPITULO IV. 180



=======================================================================














************** END OF TABULATED RESULT OF DESIGN **************

580. STEEL TAKE OFF


CAPITULO IV. 181

STEEL TAKEOFF

PROFILE LENGTH(METE) WEIGHT(MTON)

ST L60 606 99.75 2.197 ST L50 508 67.89 1.630 ST L30 303 101.30 0.560 ST L40 404 132.76 1.300 ST L35 355 171.62 1.815 ST L50 506 167.65 3.058 ST L40 406 455.91 6.587 LD L40 406 7.60 0.220 UP LI64X4 44.98 0.505 LD L35 356 48.23 1.211 ST L40 4010 34.56 0.805 ST L60 6014 147.22 7.242 LD L30 303 45.35 0.501 ST L40 405 26.36 0.320 LD L30 305 7.60 0.137 ST L30 304 7.60 0.055 ST L60 608 20.80 0.604 ST PIP E 466.04 1.147 UP LI44X5 3.80 0.020 PRISMATIC STEEL 0.00 0.000

TOTAL = 29.915

************ END OF DATA FROM INTERNAL STORAGE ************

581. PRINT SUPPORT REACTION ALL SUPPORT REACTION ALL


CAPITULO IV. 182

SUPPORT REACTIONS UNIT MTON METE STRUCTURE TYPE = SPACE

JOINT LOAD FORCEX FORCEY FORCEZ MOMX MOMY MOM Z

64 11 27.11 152.83 23.82 0.22 0.03 0.02 12 16.53 97.61 15.25 0.15 0.01 0.07 13 22.39 130.75 20.42 0.18 0.02 0.06 14 11.32 53.52 7.31 0.20 0.03 0.04 15 11.49 52.83 7.03 0.22 0.04 0.06 16 9.38 62.97 10.13 0.08 0.01 0.13 17 22.16 131.04 21.67 0.13 0.00 0.10 18 19.63 76.94 6.90 0.48 0.11 0.31 19 17.54 109.50 18.39 0.09 0.01 0.14

66 11 22.24 120.47 18.69 0.06 0.03 0.15 12 12.75 72.98 11.35 0.01 0.01 0.09 13 15.70 87.60 13.61 0.01 0.02 0.11 14 4.82 11.78 0.82 0.03 0.03 0.21 15 5.45 13.88 0.54 0.06 0.04 0.23 16 4.67 33.13 5.57 0.08 0.01 0.03 17 8.00 62.55 11.23 0.01 0.03 0.21 18 2.56 33.30 11.50 0.32 0.12 0.53 19 13.48 89.22 15.29 0.06 0.02 0.17

71 11 22.25 120.46 18.69 0.06 0.03 0.15 12 12.75 72.96 11.35 0.01 0.01 0.09 13 15.71 87.58 13.61 0.01 0.02 0.11 14 5.26 26.89 5.05 0.07 0.00 0.09 15 4.63 26.07 5.54 0.11 0.01 0.05 16 6.11 38.19 5.59 0.04 0.00 0.07 17 18.30 106.38 17.95 0.04 0.00 0.06 18 5.15 56.03 15.00 0.36 0.08 0.22 19 12.86 79.82 13.79 0.08 0.01 0.02

73 11 27.11 152.84 23.82 0.22 0.03 0.02 12 16.54 97.61 15.25 0.15 0.01 0.07 13 22.40 130.76 20.41 0.18 0.02 0.06 14 7.03 38.34 6.92 0.08 0.00 0.07 15 6.87 40.30 7.41 0.06 0.00 0.09 16 9.21 57.92 8.84 0.12 0.00 0.09 17 4.22 37.86 7.23 0.14 0.03 0.04 18 5.62 12.89 3.04 0.21 0.07 0.31 19 8.84 59.56 10.62 0.10 0.02 0.00

************** END OF LATEST ANALYSIS RESULT **************

582. FINISH


CAPITULO IV. 183

*********** END OF THE STAAD.Pro RUN ***********

**** DATE= MAY 15,2005 TIME= 16:53:12 ****

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CAPITULO IV. 184

REVISIÓN A COMPRESIÓN

DE

PIERNAS PRINCIPALES.

SEGÚN A.S.C.E.


CAPITULO IV. 185

Peso 49.26 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 62.77 cm 2

Ix=Iy 1328.6 cm 4 Fy = 3518 Kg/m 2

Iw 2101.8 cm 4

Iz 55.4 cm 4

rx=ry 4.6 cm rw 5.79 cm rz 2.97 cm

MIEMBRO L K Cc Fa Pa Pu EFICIENCIA (cm) (kg/cm 2) (kg) (kg) (%)

141 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 97120 48 OK 142 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 106030 52 OK 143 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 121910 60 OK 144 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 133930 66 OK 145 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 97050 48 OK 146 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 106000 52 OK 147 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 121960 60 OK 148 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 133920 66 OK 224 331.4 0.5 55.79 106.99 3039.66 190800 89580 47 OK 225 198.8 1 66.94 106.99 2829.47 177606 103630 58 OK 227 331.4 0.5 55.79 106.99 3039.66 190800 55370 29 OK 228 198.8 1 66.94 106.99 2829.47 177606 63840 36 OK 230 331.4 0.5 55.79 106.99 3039.66 190800 60640 32 OK 231 198.8 1 66.94 106.99 2829.47 177606 80140 45 OK 233 331.4 0.5 55.79 106.99 3039.66 190800 89610 47 OK 234 198.8 1 66.94 106.99 2829.47 177606 103660 58 OK 275 265.1 0.5 44.63 106.99 3211.91 201612 103800 51 OK 276 336.5 0.33 37.39 106.99 3303.17 207340 120340 58 OK 277 265.1 0.5 44.63 106.99 3211.91 201612 79880 40 OK 278 336.5 0.33 37.39 106.99 3303.17 207340 94820 46 OK 279 265.1 0.5 44.63 106.99 3211.91 201612 79910 40 OK 280 336.5 0.33 37.39 106.99 3303.17 207340 94830 46 OK 281 265.1 0.5 44.63 106.99 3211.91 201612 103830 52 OK 282 336.5 0.33 37.39 106.99 3303.17 207340 120350 58 OK 283 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 120550 59 OK 284 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 120560 59 OK 285 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 94420 46 OK 286 254.9 0.5 42.91 106.99 3235.01 203062 94420 46 OK 299 764.7 0.16 41.20 106.99 3257.20 204454 122630 60 OK 300 764.7 0.16 41.20 106.99 3257.20 204454 122570 60 OK 301 764.7 0.16 41.20 106.99 3257.20 204454 96420 47 OK 302 764.7 0.16 41.20 106.99 3257.20 204454 96490 47 OK 303 1019.6 0.125 42.91 106.99 3235.01 203062 134700 66 OK 304 1019.6 0.125 42.91 106.99 3235.01 203062 134690 66 OK 305 1019.6 0.125 42.91 106.99 3235.01 203062 105760 52 OK 306 1019.6 0.125 42.91 106.99 3235.01 203062 105800 52 OK

c C Fa ≥

= r

KL ;

r KL

000 286 2

y F E Cc 2 π =

PERFIL: LI 152x22

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:

REVISIÓN A COMPRESIÓN DE PIERNAS PRINCIPALES

r KL


CAPITULO IV. 186

Peso 24.11 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 30.65 cm 2

Ix=Iy 468.3 cm 4 Fy = 3518 Kg/m 2

Iw 746.5 cm 4

Iz 190.1 cm 4



7 220 1 88.35 106.99 2318.37 71058 5920 8 OK 8 220 1 88.35 106.99 2318.37 71058 5830 8 OK 9 220 1 88.35 106.99 2318.37 71058 11800 17 OK 10 220 1 88.35 106.99 2318.37 71058 11240 16 OK 20 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 10310 11 OK 21 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 15210 16 OK 22 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 10390 11 OK 23 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 15840 16 OK 55 100 1 40.16 106.99 3270.14 100230 3640 4 OK 56 100 1 40.16 106.99 3270.14 100230 24480 24 OK 57 100 1 40.16 106.99 3270.14 100230 40760 41 OK 58 100 1 40.16 106.99 3270.14 100230 40730 41 OK 96 102 1 40.96 106.99 3260.13 99923 46600 47 OK 110 102 1 40.96 106.99 3260.13 99923 46580 47 OK 114 102 1 40.96 106.99 3260.13 99923 60660 61 OK 130 102 1 40.96 106.99 3260.13 99923 60640 61 OK 133 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 16500 17 OK 134 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 21050 22 OK 135 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 21780 22 OK 136 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 29120 30 OK 137 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 16560 17 OK 138 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 21230 22 OK 139 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 21870 22 OK 140 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 29250 30 OK 153 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 14810 15 OK 154 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 17380 18 OK 155 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 18000 18 OK 156 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 22110 23 OK 157 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 20790 21 OK 158 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 26370 27 OK 159 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 20810 21 OK 160 115 1 46.18 106.99 3190.21 97780 30520 31 OK 209 230 0.5 46.18 106.99 3190.21 97780 37410 38 OK 210 230 0.5 46.18 106.99 3190.21 97780 37370 38 OK 211 230 0.5 46.18 106.99 3190.21 97780 50580 52 OK

c C Fa ≥

= r

KL ;

r KL

000 286 2

y F E Cc 2 π =

PERFIL: LI 127x13

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


r KL


CAPITULO IV. 187

MIEMBRO L K Cc Fa Pa Pu EFICIENCIA (cm) kg/cm 2 kg kg %

212 230 0.5 46.18 106.99 3190.21 97780 50590 52 OK 223 280.4 0.33 37.16 106.99 3305.78 101322 72980 72 OK 229 280.4 0.33 37.16 106.99 3305.78 101322 50880 50 OK 232 280.4 0.33 37.16 106.99 3305.78 101322 73010 72 OK 226 280.4 0.33 37.16 106.99 3305.78 101322 50860 50 OK

r KL


CAPITULO IV. 188

Peso 9.08 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 11.48 cm 2

Ix=Iy 62.9 cm 4 Fy = 2530 Kg/m 2

Iw 96.98 cm 4

Iz 24.97 cm 4



176 367 0.5 124.83 126.16 1291.52 14827 4050 27 OK 177 367 0.5 124.83 126.16 1291.52 14827 4080 28 OK 178 367 0.5 124.83 126.16 1291.52 14827 4980 34 OK 179 367 0.5 124.83 126.16 1291.52 14827 4960 33 OK

c C Fa ≥

= r

KL ;

r KL

000 286 2

y F E Cc 2 π =

PERFIL: LI 152x19

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


r KL

NOTA: En el programa Excel se condicionaron las formulas para obtener el valor mas critico de la capacidad de carga del perfil propuesto ya que influye el radio de giro en dirección (x, y, z).


CAPITULO IV. 189

REVISIÓN A COMPRESIÓN

DE

DIAGONALES.

SEGÚN A.S.C.E.


CAPITULO IV. 190

Peso 18.3 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 23.29 cm 2

Ix=Iy 363.8 cm 4 Fy = 2530 Kg/m 2

Iw 579.6 cm 4

Iz 148.00 cm 4


MIEMBRO L Cc Fa Pa Pu EFICIENCIA (cm) (kg/cm 2) (kg) (kg) (%)

235 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 13250 34 OK 236 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 13140 34 OK 237 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 11360 30 OK 238 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 11180 30 OK 247 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 12780 33 OK 248 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 13100 34 OK 249 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 11340 30 OK 250 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 11340 30 OK 251 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 20870 53 OK 252 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 20460 52 OK 253 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 18280 49 OK 254 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 18020 48 OK 269 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 20660 53 OK 270 219.7 103.59 103.59 126.16 1677.10 39060 20000 51 OK 271 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 17750 48 OK 272 242.45 108.11 108.11 126.16 1601.15 37291 17980 48 OK 287 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 5890 16 OK 288 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 9720 27 OK 289 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 9420 26 OK 290 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 9620 26 OK 291 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 15070 41 OK 292 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 15210 42 OK 293 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 15000 41 OK 294 250.95 109.79 109.79 126.16 1571.95 36611 14800 40 OK

c C Fa ≥

=

r KL

;

r KL

20124025 2

y F E Cc 2 π =

PERFIL: LI 127+10

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:

REVISIÓN A COMPRESIÓN DE DIAGONALES PRINCIPALES

correg r KL

r KL


CAPITULO IV. 191

Peso 23.36 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 29.74 cm 2

Ix=Iy 277.2 cm 4 Fy = 2530 Kg/m 2

Iw 433.71 cm 4

Iz 115.71 cm 4



76 215.95 114.53 114.53 126.16 1487.42 44236 8760 20 OK 77 215.95 114.53 114.53 126.16 1487.42 44236 5540 13 OK 84 215.95 114.53 114.53 126.16 1487.42 44236 6460 15 OK 86 215.95 114.53 114.53 126.16 1487.42 44236 4480 10 OK 106 69.104 77.45 77.45 126.16 2053.24 61063 7660 13 OK 113 215.95 114.53 114.53 126.16 1487.42 44236 4150 9 OK 122 215.95 114.53 114.53 126.16 1487.42 44236 9010 20 OK 132 215.95 114.53 114.53 126.16 1487.42 44236 9010 20 OK

c C Fa ≥

=

r KL ;

r KL

20124025 2

y F E Cc 2

π =

PERFIL: LI 102x10

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


correg r KL

r KL


CAPITULO IV. 192

Peso 14.58 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 18.45 cm 2

Ix=Iy 181.5 cm 4 Fy = 2530 Kg/m 2

Iw 283.03 cm 4

Iz 73.25 cm 4



63 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 29890 91 NO PASA 64 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 19780 60 OK

65 451.65 174.05 174.05 126.16 664.28 12256 9570 78 OK 66 451.65 174.05 174.05 126.16 664.28 12256 6080 50 OK

70 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 26280 79 OK 71 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 21450 65 OK

78 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 15460 47 OK 79 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 16990 51 OK

80 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 10220 31 OK 81 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 15360 47 OK

90 216.5 114.67 114.67 126.16 1484.89 27396 4730 17 OK 93 216.5 114.67 114.67 126.16 1484.89 27396 6650 24 OK

95 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 20480 62 OK 100 216.5 114.67 114.67 126.16 1484.89 27396 8160 30 OK

101 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 21140 64 OK 102 216.5 114.67 114.67 126.16 1484.89 27396 5460 20 OK

103 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 21280 64 OK

111 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 20400 61 OK 115 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 14260 43 OK

118 216.5 114.67 114.67 126.16 1484.89 27396 10000 37 OK 119 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 10060 30 OK

124 216.5 114.67 114.67 126.16 1484.89 27396 9700 35 OK 125 144.528 96.50 96.50 126.16 1789.92 33024 14570 44 OK

129 142.3375 95.94 95.94 126.16 1798.38 33180 9660 29 OK 215 113.85 88.75 88.75 126.16 1903.98 35128 20880 59 OK

216 56.925 74.38 74.38 126.16 2090.35 38567 18130 47 OK 217 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 18900 56 OK

218 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 16480 49 OK 219 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 13750 43 OK

220 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 16000 50 OK 221 87.3 82.05 82.05 126.16 1994.99 36808 13570 37 OK

222 174.6 104.09 104.09 126.16 1668.85 30790 11910 39 OK 239 113.85 88.75 88.75 126.16 1903.98 35128 18830 54 OK

240 113.85 88.75 88.75 126.16 1903.98 35128 18900 54 OK 241 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 17300 51 OK

242 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 17240 51 OK

c C Fa ≥

=

r KL

;

r KL

201240252

y F E Cc 2

π =

PERFIL: LI 102x10

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


correg r KL

r KL


CAPITULO IV. 193

MIEMBRO L Cc Fa Pa Pu EFICIENCIA (cm) kg/cm 2 kg kg %

243 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 14320 44 OK 244 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 14510 45 OK 245 174.6 104.09 104.09 126.16 1668.85 30790 12470 40 OK 246 174.6 104.09 104.09 126.16 1668.85 30790 12470 40 OK 255 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 27690 82 OK 256 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 27850 82 OK 257 87.3 82.05 82.05 126.16 1994.99 36808 19960 54 OK 258 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 23220 72 OK 259 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 23170 72 OK 260 174.6 104.09 104.09 126.16 1668.85 30790 20030 65 OK 261 113.85 88.75 88.75 126.16 1903.98 35128 30390 87 OK 262 113.85 88.75 88.75 126.16 1903.98 35128 30520 87 OK 263 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 22180 69 OK 264 156.075 99.41 99.41 126.16 1744.52 32186 22330 69 OK 265 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 26470 78 OK 266 131.5 93.21 93.21 126.16 1839.52 33939 26720 79 OK 267 113.85 88.75 88.75 126.16 1903.98 35128 29200 83 OK 268 113.85 88.75 88.75 126.16 1903.98 35128 28980 82 OK 273 174.6 104.09 104.09 126.16 1668.85 30790 19380 63 OK 274 174.6 104.09 104.09 126.16 1668.85 30790 19040 62 OK

r KL correg

r KL


CAPITULO IV. 194

Peso 12.2 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 15.48 cm 2

Ix=Iy 154.4 cm 4 Fy = 3520 Kg/m 2

Iw 239.33 cm 4

Iz 61.60 cm 4



193 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 36531 32350 89 OK 194 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 36531 32210 88 OK 197 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 36531 15520 42 OK 198 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 36531 15360 42 OK 203 111.05 87.76 87.76 106.96 2335.01 36146 35060 97 NO PASA 204 111.05 87.76 87.76 106.96 2335.01 36146 33790 93 NO PASA 207 111.05 87.76 87.76 106.96 2335.01 36146 17970 50 OK 208 111.05 87.76 87.76 106.96 2335.01 36146 16080 44 OK

c C Fa ≥

=

r KL ;

r KL

20124025 2

y F E Cc 2

π =

PERFIL: LI 102x8

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


correg r KL

r KL


CAPITULO IV. 195

Peso 9.82 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 12.52 cm 2

Ix=Iy 12490 cm 4 Fy = 3520 Kg/m 2

Iw 19189 cm 4

Iz 48.10 cm 4



11 219.55 114.89 114.89 106.96 1524.65 19089 9010 47 OK 12 219.55 114.89 114.89 106.96 1524.65 19089 8410 44 OK

13 219.55 114.89 114.89 106.96 1524.65 19089 7940 42 OK 14 219.55 114.89 114.89 106.96 1524.65 19089 9350 49 OK

24 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 8380 44 OK 25 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 7370 39 OK

26 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 11090 59 OK 27 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 10390 55 OK

28 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 11320 60 OK 29 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 10010 53 OK

30 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 11150 59 OK 31 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 10340 55 OK

32 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 9880 52 OK 33 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 6860 36 OK

34 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 9880 52 OK 35 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 9710 51 OK

37 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 13580 72 OK

38 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 13820 73 OK 39 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 11900 63 OK

40 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 11940 63 OK 41 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 5490 29 OK

42 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 6650 35 OK 43 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 6010 32 OK

44 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 5330 28 OK 47 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 5990 32 OK

48 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 7260 38 OK 49 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 13010 69 OK

50 222.1 115.53 115.53 106.96 1507.87 18878 13890 74 OK 195 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 29545 19050 64 OK

196 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 29545 18880 64 OK 199 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 29545 25030 85 OK

200 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 29545 25150 85 OK 201 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 29545 25860 88 OK

202 107.35 86.84 86.84 106.96 2359.86 29545 26350 89 OK 205 111.05 87.76 87.76 106.96 2335.01 29234 20020 68 OK

206 111.05 87.76 87.76 106.96 2335.01 29234 19590 67 OK

c C Fa ≥

=

r KL

;

r KL

201240252

y F E Cc 2

π =

PERFIL: LI 102x6

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


correg r KL

r KL


CAPITULO IV. 196

Peso 12.65 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 32 cm 2

Ix=Iy 119.46 cm 4 Fy = 2530 Kg/m 2

Iw 191.2 cm 4

Iz 50.22 cm 4



67 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 23430 68 OK 68 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 23580 68 OK 74 337.4 156.95 156.95 126.16 816.90 26141 23690 91 NO PASA 75 337.4 156.95 156.95 126.16 816.90 26141 24050 92 NO PASA 82 337.4 156.95 156.95 126.16 816.90 26141 16330 62 OK 83 337.4 156.95 156.95 126.16 816.90 26141 9680 37 OK 89 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 15450 45 OK 91 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 12700 37 OK 97 337.4 156.95 156.95 126.16 816.90 26141 20620 79 OK 107 337.4 156.95 156.95 126.16 816.90 26141 20310 78 OK 108 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 22260 64 OK 109 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 22390 65 OK 116 337.4 156.95 156.95 126.16 816.90 26141 7910 30 OK 126 337.9 157.10 157.10 126.16 815.41 26093 13110 50 OK 127 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 8410 24 OK 128 265.5 136.29 136.29 126.16 1083.35 34667 13990 40 OK

c C Fa ≥

=

r KL

;

r KL

20124025 2

y F E Cc 2 π =

PERFIL: LI 89x10

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


correg r KL

r KL

NOTA : El área del perfil para fines de revisión se coloco doble ya que en el análisis de la estructura se coloco ángulo espalda con espalda.


CAPITULO IV. 197

Peso 3.43 Kg/m E = 2040000 Kg/m 2

Área 4.88 cm 2

Ix=Iy 19.44 cm 4 Fy = 2530 Kg/m 2

Iw 31.1 cm 4

Iz 7.84 cm 4



183 145.35 118.61 118.61 126.16 1411.89 6890 1870 27 OK 184 145.35 118.61 118.61 126.16 1411.89 6890 480 7 OK 185 145.35 118.61 118.61 126.16 1411.89 6890 870 13 OK 186 145.35 118.61 118.61 126.16 1411.89 6890 1920 28 OK

c C Fa ≥

=

r KL ;

r KL

20124025 2

y F E Cc 2

π =

PERFIL: LI 64x4

PROPIEDADES

c y c

a C F C r KL

F ≤

− = r

KL ; 2 1 1

2

DATOS:


correg r KL

r KL


CAPITULO IV. 198

DISEÑO DEL STUB.

(L.R.F.D)

(A.S.C.E)


CAPITULO IV. 199

DISEÑO DEL STUB

Para el diseño del ángulo de espera se utiliza las consideraciones del A.S.C.E. en lo que refiere a pilares de concreto.

FIGURA No 53 ARREGLO DEL STUB

LI 152 X 152 X22

TALADRO O 11.1 PARA LA PUESTA A TIERRA

MUESCA

MUESCA

Dm

Dpa

t

2 b

2 b

b

L stub

REVISIÓN DEL STUB PROPUESTO

Debe ser el ángulo de la extensión mas grande y el nivel mas alto por diseñar. Revisión del área mínima que se requiere para soportar la tensión actuante en el stub.

Fy V

Fy P Ar

75 . 0 + =

( ) 2 2 Vy Vx V + =

Donde:

Ar = Área del Stub mínima

P = Tensión o compresión actuante

V = Cortante resultante

Vx = Cortante transversal

Vy = Cortante longitudinal

Fy = Esfuerza de fluencia mínimo


CAPITULO IV. 200

REVISIÓN DE LOS CONECTORES

Se deben revisar por cortante los conectores.

FIGURA No 54 FUERZA ACTUANTE EN CONECTOR

b

R

Pv

t

t

b

x

+ + =

2 * ' * 19 . 1 x R t bc c f Pv

t R b c f

Fy t x − − ≤

=

2 1

' * 19 . 1

Donde:

Pv = Cortante resistente por conectores

T = Espesor del patín

b = Patín del Angulo

bc = longitud del conector

R = Radio de doblez

f’c = Resistencia del concreto


CAPITULO IV. 201

NUMERO DE CONECTORES REQUERIDOS

Pv P Ncon =

Donde:

Ncon = Numero de Conectores P = Cargas de compresión máxima PV = Cortante resistente por conector

En caso de que se necesiten conectores impares, la simetría debe tener prioridad y se debe hacer un arreglo de tal manera que se cumpla esta consideración, tanto en el número de conectores como en el número de tomillos por cada conector.

Además se debe revisar la capacidad de los tornillos a cortante simple o doble y al aplastamiento

Para diseñar el Stub se debe tomar en cuenta que las fuerzas actuantes sobre el Angulo del nivel mas alto se deberán considerar las mas altas de los niveles modelados y estas serán las reacciones a partir de aquí estas fuerzas se descomponen tomando las componentes a compresión o tensión y los cortantes longitudinales y transversal, para el diseño de estos ángulos de espera que llegan a la cimentación es muy importante que se consideren así, ya que es parte esencial de la estructura para la transmisión de esfuerzos hacia el terreno de manera eficiente.

FIGURA No 55 UBICACIÓN DE FUERZAS EN LOS APOYOS DE LA TORRE

VIENTO

VL

VT

T VL

VL VL

VT

VT VT

T

C

C

Z

X

71 73

66 64


CAPITULO IV. 202

SUPPORT REACTIONS UNIT MTON METE STRUCTURE TYPE = SPACE

JOINT LOAD FORCEX FORCEY FORCEZ MOMX MOMY MOM Z

64 11 27.11 152.83 23.82 0.22 0.03 0.02 12 16.53 97.61 15.25 0.15 0.01 0.07 13 22.39 130.75 20.42 0.18 0.02 0.06 14 11.32 53.52 7.31 0.20 0.03 0.04 15 11.49 52.83 7.03 0.22 0.04 0.06 16 9.38 62.97 10.13 0.08 0.01 0.13 17 22.16 131.04 21.67 0.13 0.00 0.10 18 19.63 76.94 6.90 0.48 0.11 0.31 19 17.54 109.50 18.39 0.09 0.01 0.14

66 11 22.24 120.47 18.69 0.06 0.03 0.15 12 12.75 72.98 11.35 0.01 0.01 0.09 13 15.70 87.60 13.61 0.01 0.02 0.11 14 4.82 11.78 0.82 0.03 0.03 0.21 15 5.45 13.88 0.54 0.06 0.04 0.23 16 4.67 33.13 5.57 0.08 0.01 0.03 17 8.00 62.55 11.23 0.01 0.03 0.21 18 2.56 33.30 11.50 0.32 0.12 0.53 19 13.48 89.22 15.29 0.06 0.02 0.17

71 11 22.25 120.46 18.69 0.06 0.03 0.15 12 12.75 72.96 11.35 0.01 0.01 0.09 13 15.71 87.58 13.61 0.01 0.02 0.11 14 5.26 26.89 5.05 0.07 0.00 0.09 15 4.63 26.07 5.54 0.11 0.01 0.05 16 6.11 38.19 5.59 0.04 0.00 0.07 17 18.30 106.38 17.95 0.04 0.00 0.06 18 5.15 56.03 15.00 0.36 0.08 0.22 19 12.86 79.82 13.79 0.08 0.01 0.02

73 11 27.11 152.84 23.82 0.22 0.03 0.02 12 16.54 97.61 15.25 0.15 0.01 0.07 13 22.40 130.76 20.41 0.18 0.02 0.06 14 7.03 38.34 6.92 0.08 0.00 0.07 15 6.87 40.30 7.41 0.06 0.00 0.09 16 9.21 57.92 8.84 0.12 0.00 0.09 17 4.22 37.86 7.23 0.14 0.03 0.04 18 5.62 12.89 3.04 0.21 0.07 0.31 19 8.84 59.56 10.62 0.10 0.02 0.00

NOTA: Las fuerzas marcadas son las mas criticas de todas las combinaciones de carga por lo cual con estas se diseña el Stub.


CAPITULO IV. 203

De las fuerzas obtenidas se obtendrán las componentes ya que deben ser paralelas al ángulo de espera tanto la compresión como la tensión.

Para obtener las cargas de diseño se deberán descomponer estas para tenerlas paralelas al Angulo de espera.

−

= −

Hto ACR AB Tg

* 2 1 β

2 * β α =

CARGAS EN COMPRESIÓN

=

α COS C Nu

( ) º 45 cos * * α Tan C VLt Vx − =

( ) º 45 cos * * α Tan C VTt Vx − =

CARGAS EN TENSION

=

α COS T Nu

( ) º 45 cos * * α Tan T VLt Vx − =

( ) º 45 cos * * α Tan T VTt Vx − =

Donde:

ACR = Ancho del cuerpo recto AB = Ancho en la base Hto = Altura del cuerpo piramidal β = Pendiente sobre la cara α = Pendiente sobre el lomo


CAPITULO IV. 204

FIGURA No 56 DIMENCIONES PARA OBTENER LAS CARGA PARA EL DISEÑO DEL STUB

CARGAS EN TENSIÓN

. 86 . 122 ) º 3426 . 11 cos(

47 . 120 Ton Ton Nu =

=

[ ] . 73 . 35 º 45 cos * ) º 3126 . 11 ( * 47 . 120 69 . 18 Ton Tan Ton Ton Vx = + = [ ] . 28 . 39 º 45 cos * ) º 3126 . 11 ( * 47 . 120 24 . 22 Ton Tan Ton Ton Vy = + =

CARGAS EN COMPRESIÓN

. 87 . 155 ) º 3426 . 11 cos(

84 . 152 Ton Ton Nu =

=

[ ] . 199 . 2 º 45 cos * ) º 3126 . 11 ( * 84 . 152 82 . 23 Ton Tan Ton Ton Vx = − = [ ] . 489 . 5 º 45 cos * ) º 3126 . 11 ( * 84 . 152 11 . 27 Ton Tan Ton Ton Vy = − =


CAPITULO IV. 205

A continuación se presentan las longitudes mínimas de adherencia al concreto obtenidas del manual ACI para longitudes de desarrollo por parte del material componente del Stub que es el acero y que será parte de la longitud total del Stub.

LONGITUD DE DESARROLLO POR COMPRESIÓN

fy d c f

fy d L b

b db * * 43

' * * 075 . 0

>

=

cmok L db 20 42 068 . 41 200

3520 * 2 . 2 * 075 . 0 > = =

=

LONGITUD DE DESARROLLO POR TENSIÓN

b b

db d fy c f d

L 8 4200

* ' * 318

15 >

< =

cm d L b b

db 45 . 41 8 4200 3520 *

200 2 . 2 * 318

15 = >

< =

Donde: Ldb = longitud de desarrollo f’c= esfuerzo a la compresión del concreto fy = esfuerzo de fluencia del acero db= diámetro de la varilla = al espesor del ángulo t

De acuerdo a lo anterior los elementos mecánicos deben ser axiales al ángulo de espera.

A). Propiedades geométricas del Stub.

Perfil LI152*152*22 Patín b = 15.2cm Espesor del Angulo t = 2.2cm Radio de dobles R = 1.27cm Área total At= 62.77cm 2

B). Cargas de diseño (elementos mecánicos).

Apoyo en compresión:

Compresión C = 155.87 ton. Cortante longitudinal Vl= 2.199 ton. Cortante transversal VT= 5.489 ton.

Apoyo en Tension.

Tension T = 122.86 ton. Cortante longitudinal Vl= 35.73 ton. Cortante transversal VT= 39.28 ton.


CAPITULO IV. 206

C). Propiedades de los materiales a utilizar.

Resistencia del concreto a la compresión f’c = 200 kg/cm 2 Esfuerzo de fluencia del acero A50 Fy = 3520 kg/cm 2 Longitud de cleat Lc = 15.20cm Resistencia mínima a la ruptura del acero Fu = 4574 kg/cm 2

Tornillos tipo 0 con la rosca excluida del plano de corte

Resistencia al cortante simple del tornillo CS = 12530kg Resistencia al cortante doble del tornillo CS = 25060kg

D) Diseño del ángulo de anclaje (Stub)

D.1) Revisión del Stub en el apoyo en compresión

CORTANTE RESULTANTE

. 913 . 5 489 . 5 199 . 2 ; 2 2 2 2 Ton V V V L T r = + = + =

Área resultante:

2

2 2 52 . 46

/ 3520 * 75 . 0 5913

/ 3520 155870

; 75 . 0

cm cm kg

kg cm kg kg Ar

fy Vr

fy p Ar = + = + =

ok cm A cm Ar t 2 2 77 . 62 52 . 46 = < =

D.2) Revisión del Stub en el apoyo en tensión

CORTANTE RESULTANTE

. 09 . 53 25 . 39 73 . 35 ; 2 2 2 2 Ton V V V L T r = + = + =

Área resultante:

2

2 2 01 . 55

/ 3520 * 75 . 0 53090

/ 3520 122860

; 75 . 0

cm cm kg

kg cm kg kg Ar

fy Vr

fy p Ar = + = + =

ok cm A cm Ar t 2 2 77 . 62 01 . 55 = < =


CAPITULO IV. 207

Se proponen 3 tornillos Φ = 7/8” = 2.2225 cm. El diámetro del barreno Φb = 7/8” +1/16” =2.2225 + 0.15875 =2.38125 cm.

AREA NETA

An = At – ( No tornillos * Φb *t); An = 70.97 –(3T*2.3812*2.2) = 55.26cm 2 > 55.01cm 2

E). Diseño de los conectores a cortante (uñas o clets)

E.1) Características del Angulo propuesto para los conectores

Perfil LI152*152*22 Patín b = 15.2cm Espesor del Angulo t = 2.2cm Radio de dobles R = 1.27cm Área total At= 62.77cm 2

CALCULO DE Pv y x.

; ' * 19 . 1

2 / 1

t R b c f

fy t x − − ≤

=

ok cm cm cm kg

cm kg x . 73 . 11 2 . 2 27 . 1 2 . 15 46 . 8 / 20 * 19 . 1

/ 3520 2 . 2

2 / 1

2

2

= − − ≤ =

=

kg cm cm cm kg Pv x R t bc c f Pv 5 . 27855 2 46 . 8

27 . 1 2 . 2 2 . 15 * / 200 * 19 . 1 2

* ' * 19 . 1 2 =

+ + =

+ + =

REFIÉRASE A LA FIGURA No 54

OBTENCIÓN DEL NÚMERO DE CLETS

# clets requeridos = Pv C max # clets requeridos = 59 . 5

85 . 27 87 . 155

= ton

PROPUESTOS 6 clets

La razón es que deben ser proyectados de tal manera que el número propuesto debe ser par ya que se colocaran en las caras del Stub. El numero de conectores propuestos esta en función también de la simetría y el arreglo que el diseñador proponga.


CAPITULO IV. 208

CORTANTE RESULTANTE

Vr = # clets propuestos * Pv; Vr = 6 * 27.85Ton. = 167.1 Ton. > Cmax = 155.87 Ton.

PORCENTAJE DE TRABAJO DEL CLETS

%= % 16 . 93 100 * 6 59 . 5

% 100 * º º

= = estos cletspropu N ridos cletsreque N

REVISION DEL TORNILLO A CORTANTE SIMPLE Y A CORTANTE DOBLE

CORTANTE SIMPLE

# tornillos requeridos = 13 44 . 12 . 530 . 12 . 87 . 155 max ≈ = =

ton ton

CD C

tornillos

Capacidad CS = # tornillos * Capacidad del tornillo a CS Capacidad CS =3 * 12.530ton. = 37.59ton. > 27.85ton. OK.

% 74 100 * 59 . 37 85 . 27

;% 100 * % = = = ton ton

S capacidadC Pv

CORTANTE DOBLE

# tornillos requeridos = 7 21 . 6 . 060 . 25 . 87 . 155 max ≈ = =

ton ton

CD C

tornillos

Capacidad CS = # tornillos * Capacidad del tornillo a CS Capacidad CS =3 * 25.060ton. = 75.18ton. > 27.85ton. OK.

% 04 . 37 100 * 18 . 75 85 . 27

;% 100 * % = = = ton ton

S capacidadC Pv

RESISTENCIA AL APLASTAMIENTO

Segun A.S.C.E.

Ap = # tornillos * Φb * t; Ap = 3 * 2.3812cm * 2.2cm = 15.716cm 2

Ra = 1.8dtFu ; 1.5*15.716cm 2 *4574kg/cm 2 = 107.82ton. >27.85ton.

ok ton ton

Ra Pv

% 25 100 * 82 . 107 85 . 27

;% 100 * % = = =


CAPITULO IV. 209

Segun A.I.S.C – L.R.F.D

Ra = 1.8dtFu ; 1.8*15.716cm 2 *4574kg/cm 2 = 129.39ton. >27.85ton.

ok ton ton

Ra Pv

% 5 . 22 100 * 39 . 129 85 . 27

;% 100 * % = = =

Donde :

Ra = Resistencia al aplastamiento

Ap = Area del aplastamiento

d = diametro nominal del tornillo

t = espesor del perfil

Fu = Resistencia mínima a la ruptura del acero

Φb= diámetro del barreno

Lo anterior se reviso localmente o sea en un clet pero en todo el elemento la resistencia a la ruptura se revisa de la siguiente manera:

Ap = ∑ Φb * t * Ap = 18 * 2.3812cm * 2.2cm = 94.29cm 2

Según A.S.C.E.

Ra = 1.8dtFu ; 1.5*94.29cm 2 *4574kg/cm 2 = 646923kg. >155870ton.

ok ton ton

Ra Pv

% 09 . 24 100 * 646923 155870

;% 100 * % = = =

Segun A.I.S.C – L.R.F.D

Ra = 1.8dtFu ; 1.8*94.29cm 2 *4574kg/cm 2 = 776308ton. >155870ton.

ok ton ton

Ra Pv

% 20 100 * 776308 155870

;% 100 * % = = =

Donde:

∑ Φb = sumatoria de los diámetros de los barrenos


CAPITULO IV. 210

REVISIÓN DE DIAGONALES UTILIZANDO EL METODO DE DISEÑO L.R.F.D.

BARRA 256

ELEMENTOS MECANICOS DIAGONAL 256

DIAGONAL C.C. F. AXIAL MAX CORT. Y. MAX CORT. Z. MAX (M/ton.) (M/ton.) (M/ton.)

256 11 0.247 0.036 0.000 256 12 0.359 0.036 0.000 256 13 0.185 0.036 0.000 256 14 4.265 0.036 0.000 256 15 6.59 0.036 0.000 256 16 1.628 0.036 0.000 256 17 10.838 0.036 0.000 256 18 27.848 0.036 0.000 256 19 10.745 0.036 0.000

OBTENCION DEL AREA REQUERIDA

Fy Pu Ag req φ

=

Fy = 2530 0.9

259 27850 12.23 18.450 LI 4"*4"*3/8" ) ( 2 cm Ag

r eq ) 2 (cm

PROPUESTA A ) (In Perfil ) (Kg Pu DIAGONAL

= C φ 2 / cm Kg

SE PROPONE UN AREA SIMILAR AL DEL AREA REQUERIDA DEL MANUAL IMCA


CAPITULO IV. 211

OBTENCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA EN COMPRESIÓN ÚLTIMA

K L rx. ry. rz

0.25 228 3.12 1.980 18.27 28.79 2060.43 rx

KL rz

KL cr c

F ϕ

NOTA: cr F c ϕ Se toma de la tabla 3.36 del A.I.S.C. – 99. Entrando con KL/r mayor deL resultado

de (rx = ry) y rz

F. AXIAL MAX EFICIENCIA (%)

(Kg.) (Kg.) 2060.43 18.45 38015 27850 73.3 OK

cr c F ϕ ) 2 (cm PROPUESTA A Pu

Pn c Pu φ = . * PROP A cr F c Pn c ϕ φ =


CAPITULO IV. 212

REVISIÓN DE DIAGONALES UTILIZANDO EL METODO DE DISEÑO L.R.F.D.

BARRA

261

ELEMENTOS MECANICOS DIAGONAL 256

DIAGONAL C.C. F. AXIAL MAX CORT. Y. MAX CORT. Z. MAX (M/ton.) (M/ton.) (M/ton.)

261 11 0.104 0.016 0.000 261 12 0.100 0.016 0.000 261 13 0.106 0.016 0.000 261 14 4.490 0.016 0.000 261 15 7.045 0.016 0.000 261 16 1.563 0.016 0.000 261 17 11.857 0.016 0.000 261 18 30.392 0.016 0.000 261 19 11.719 0.016 0.000

OBTENCION DEL AREA REQUERIDA

Fy Pu Ag req φ

=

Fy = 2530 0.9

261 30392 13.35 18.450 LI 4"*4"*3/8" ) ( 2 cm Ag req ) 2 (cm PROPUESTA A ) ( In Perfil ) ( Kg Pu DIAGONAL

= C φ 2 / cm Kg

SE PROPONE UN AREA SIMILAR AL DEL AREA REQUERIDA DEL MANUAL IMCA


CAPITULO IV. 213

OBTENCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA EN TENSIÓN ÚLTIMA

K L rx. ry. rz

0.5 5.26 3.12 1.980 0.84 1.33 2152.62 rx

KL rz

KL cr c

F ϕ

NOTA: cr F c ϕ Se toma de la tabla 3.36 del A.I.S.C. – 99. Entrando con KL/r mayor deL resultado

de (rx = ry) y rz

F. AXIAL MAX EFICIENCIA (%)

(Kg.) (Kg.) 2152.62 18.45 39716 30392 76.5 OK

cr c F ϕ ) 2 (cm PROPUESTA A Pu

Pn c Pu φ = . * PROP A cr F c Pn c ϕ φ =


CAPITULO V. 214

CAPITULO V.

PROYECTO EJECUTIVO


CONCLUSIONES. 234

CONCLUSIONES.

En el desarrollo de este trabajo se ha aplicado una metodología para evaluar las cargas que afectan a la estructura como son a las cargas debidas a la masa propia de los componentes de la línea, a las presiones del viento en la estructura y cables partiendo de los efectos naturales y metereologicos del país para conocer las velocidades de viento en el lugar donde estará la estructura.

Aun así se tiene cierta incertidumbre en el diseño de estructuras por lo cual los valores obtenidos se afectan por factores para involucrar aspectos que no se tienen contemplados o que no se conocen en forma cuantitativamente para la seguridad de la estructura (factor miedo).

Por lo cual este campo sigue siendo constante investigación ya que se requieren de estudios minuciosos para seguir optimizando las estructuras y hacerlas mas eficientes.

Hoy en día existen softwers avanzados que nos permiten agilizar el análisis y diseño de la estructura ya que actualmente el factor tiempo es primordial para llevar a cabo la ejecución de este tipo de obras.

Cabe señalar que en el trascurso de la investigación se encontró dos maneras de realizar la corrida de la torre en el programa Staad Pro2003.

§ la primera es declarar que todos los miembros de la torre trabajen en tensión y compresión con cargas combinadas y análisis lineal

§ La segunda es declarar miembros a flexo compresión, compresión y tensión las cargas se combinan como cargas repetitivas y análisis PDelta.

En la actualidad la forma que se utilice para realizar el análisis y diseño de cualquier estructura es valida siempre y cuando se demuestre que el diseño es eficiente y confiable.

La protección anticorrosiva de los elementos estructurales tales como ángulos, tornillos, tuercas, contratuercas, arandelas y anclas. Se realiza mediante galvanizados por el método de inmersión en caliente (“hotdipping”) después de ser cortados y barrenados dicha protección de cumplir con las normas especificadas en la especificación J100050 para cada elemento mencionado. Es importante este punto ya que protegemos a la estructura de probables fallas ya que al corroerse el acero de la estructura reduce su área resistente para soportar los esfuerzos a la que se somete el miembro.

El estructurista deberá verificar íntegramente el proyecto, que cumpla totalmente con lo especificado en Comisión Federal de Electricidad. Ya que esta aun que apruebe una solucion, no exime al estructurista de la responsabilidad si se producen fallas en la elaboración de los trabajos de la torre.


CONCLUSIONES. 235

Para evitar problemas y contra tiempos en la elaboración correcta de la torre se debe especificar en los planos de montaje y taller lo siguiente:

PLANOS DE MONTAJE

§ Deben indicar la forma como se ensambla los perfiles estructurales, placas y herrajes,

§ A los elementos descritos anteriormente se le debe indicar su marca correspondiente.

§ Deben indicarse las longitudes y diámetros de los tornillos

PLANOS DE TALLER

§ Se debe dibujar pieza por pieza con su marca correspondiente e indicar las características, dimensiones y ubicación de los taladros, cortes y dobleces,

§ Indicar el tipo de acero.

Cumpliendo con los puntos anteriores se evitaran errores en los trabajos de construcción y consecuente errores estructurales.


BIBLIOGRAFIA. 236

BIBLIOGRAFIA.

§ DISEÑO DE ESTRUCTURAS PARA LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUS CIMENTACIONES. COLEGIO DE INGENIEROS CIVILES. (CURSO).

§ COMICION FEDERAL DE ELECTRICIDAD. C.F.E J100050 “DISEÑO DE TORRES PARA LINEAS DE TRANSMICION”. MEXICO 2002.

§ MANUAL DE CONSTRUCCIÓN EN ACERO. (IMCA) DISEÑO POR ESFUERZOS PERMICIBLES 4ta. EDICION.

§ GUIDE FOR DESIGN OF STEEL TRANSMISSION TOWER. THE TASK COMMITE ON UPDATIN MANUAL 52 OF THE ESTRUCTURAL DIVISION

OF THE AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINNER. (A.S.C.E.52). NEW YORK APRIL 1852.

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