300_diseno de Torres de Transmision Electrica

7/21/2019 300_diseno de Torres de Transmision Electrica

http://slidepdf.com/reader/full/300diseno-de-torres-de-transmision-electrica 1/208

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 2 5



TESIS DISEÑO DE TORRES DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA.

PROLOGO. 1

PRÓLOGO.

No ha sido nuestro único objetivo elaborar esta investigación para la titulación comoIngenieros Civiles, si no para enriquecer nuestros conocimientos acerca de los lineamientostécnicos 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 estarcapacitando día con día al personal técnico y constructivo, por que en la actualidad se mejoran lossoftwers para el análisis de estas y se mejoran también los materiales utilizados para la fabricaciónde estas estructuras.

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

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



TESIS DISEÑO DE TORRES DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

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-



TESIS DISEÑO DE TORRES DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

INDICE

Pág.

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

DIAGRAMAS DE CARGAS. -120-

REVISION DE ELEMENTOS ESTRUCTURALES EN LA TORRE POR LASCOMBINACIONES DE LAS CARGAS DE DISEÑO. (PROGRAMA Staad PRO versión2003(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 necesidadesprimarias, una de ellas es el consumo de energía eléctrica.

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

Es importante mencionar que este trabajo requiere de un grado de seguridad elevadopor 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 esimprescindible y debe continuar después de la ocurrencia de fenómenos naturales.

La siguiente investigación conlleva un seguimiento minucioso para llevar a cabo elanálisis detallado de las cargas y factores naturales que afectan a la estructura dependiendo dellugar 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:- VIENTO2.- TEMPERATURAS EXTREMAS3.- 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 unanálisis y diseño optimo para que la estructura trabaje adecuadamente asegurándonos que tengauna 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 comienzael periodo presidencial de Porfirio Díaz (1877-1911). Durante el porfiriato, en 1879 se instala en el

estado de Guanajuato, en la ciudad de León, la primera planta termoeléctrica (de calor) generadorade energía eléctrica, utilizada por la fábrica textil La Americana. En esos primeros años, la energíaeléctrica 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 inicioel alumbrado público en el país cuando la Compañía Mexicana de Gas y Luz Eléctrica se hacecargo del alumbrado público residencial en la capital de la República Mexicana. Para 1885 lacañería que distribuía el gas para el alumbrado público en la capital era de 100 kilómetros, y secontaba con 50 focos de luz eléctrica, 2 mil faroles de gas y 500 de aceite para los barrios alejadosdel Centro. Diez años después de la aparición de la primera planta termoeléctrica, en 1889 entróen operación la primera planta hidroeléctrica en Batopilas, en el estado de Chihuahua y fronteracon los Estados Unidos. De este modo, las plantas generadoras empezaron a cubrir lasnecesidades más allá de las fábricas y minas, atendiendo al comercio, al alumbrado público y a lasresidencias de las familias más ricas.

Durante el porfiriato llegaron a México empresas transnacionales de muchos tipos, y fue cuando elsector eléctrico tuvo un carácter de servicio público. Fue entonces cuando se colocaron lasprimeras 40 lámparas “de arco” en el actual Zócalo de la Ciudad de México, luego 100 lámparas ala plaza de la Alameda Central y posteriormente a la Avenida Reforma y otras principales calles dela ciudad. La demanda de electricidad atrajo a las empresas extranjeras como a la The MexicanLight and Power Company, de origen canadiense, que se instaló en la capital en 1898 y más tardese extendió hacia el centro del país. En 1903 Porfirio Díaz le otorga la concesión de la explotaciónde las caídas de las aguas de los ríos de Tenango, Necaxa y Xaltepuxtla. La planta de Necaxa, enel estado de Puebla, fue el primer gran proyecto hidroeléctrico, con seis unidades y una capacidadinstalada de 31.500 MW, y comenzó a transmitir el fluido eléctrico desde Necaxa a la Ciudad deMéxico en 1905. Para ese año los canadienses ya controlaban a la Compañía Mexicana deElectricidad, 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 obtienede 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 principalempresa transnacional que tenía en su poder la mayor parte de la energía eléctrica de México, y supresencia se prolongaría hasta 1960. Cuarenta años después de que haya sido nacionalizada estaempresa por el gobierno mexicano, en enero de 2002, el embajador de Canadá en México, KeithChristie, expresó que la reforma al sector energético es fundamental para el crecimiento de lainversión 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 unmayor espacio competitivo para la iniciativa privada”.

Para 1910 se producían ya 50 MW de los cuales el 80% las generaba la empresa canadiense TheMexican Light and Power Company (actualmente se generan alrededor de 38 mil MW en todo elpaís). Con el inicio del siglo XX comenzó el primer esfuerzo para ordenar la industria eléctrica pormedio de la creación de la Comisión Nacional para el Fomento y Control de la Industria deGeneración y Fuerza, conocida luego como Comisión Nacional de Fuerza Motriz. Durante lasegunda década del siglo XX llegó a México la segunda empresa transnacional, ahora de origenestadounidense, llamada The American and Foreign Power Company, que instaló 3 sistemasinterconectados 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, enel estado de Jalisco. Y el Sur, seguía sin existir.

A inicios del siglo XX la energía estaba prácticamente en manos de 3 empresas privadasextranjeras: The Mexican Ligth and Power Company, The American and Foreign Power Company yla 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, ycreando un monopolio que duró 20 años. Y parece que no aprendemos de la historia, ni del sentidocomún. Esto volverá a pasar de continuar con la apertura a las inversiones de las grandesempresas transnacionales en México. Esto sucede en cualquier rama de la economía, los pecesgrandes 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 ComisiónFederal de Electricidad (CFE), considerándose por primera vez a la electricidad como una actividadde utilidad pública y que, 70 años después, pretende regresar como actividad y utilidad privada. Sinembargo, la presión de las empresas transnacionales por mantener el monopolio fue tan fuerte quelograron posponer por cuatro años más, hasta 1937, la inauguración e inicio de operaciones de laCFE. 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 losrecursos estratégicos en manos de las empresas transnacionales extranjeras, y entregándolas amanos del pueblo mexicano, son ahora los que garantizan las inversiones de aquellos que ahoraregresan por todo, son quienes en América Latina y el Caribe persiguen y matan indios, desplazancomunidades enteras y crean un ambiente de terror para que la Shell, Texaco, MobilOil, UniónFenosa, EDF, AES y otras empresas energéticas más poderosas del mundo, sigan saqueando elContinente.

Resucitada ya la CFE en 1937 que nació muerta con el decreto de 1933, las empresas extranjerasintentaron de inmediato ahorcar al gobierno que exigía control y soberanía sobre el recursoestratégico, y suspendieron sus planes de expansión por lo que en los primeros cinco años de vidade la CFE, la capacidad instalada en el país sólo se elevó de 629.0 MW a 681.0 MW. En 1937México tenía 18.3 millones de habitantes y sólo tres empresas tenían en sus manos el servicio dedistribución de la energía eléctrica a 7 millones de habitantes, que equivalen al 38% de lapoblación mexicana. Esas empresas distribuían la energía eléctrica principalmente a la poblaciónurbana 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, antela demanda del comercio, del desarrollo y la industria del país, pero no contaba con redes dedistribución, por lo que casi todo lo que producía lo entregaba a las grandes empresasmonopólicas. 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 industriaeléctrica.

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 generandoenergía 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 CFEaportaba el 54%; la canadiense The Mexican Light and Company Power el 25%; la estadounidenseThe 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 invertíanpoco y se enfrentaban a las luchas sindicales que exigían justicia laboral. Es durante la década delos 50’s y 60’s que se dieron las luchas sindicales de los electricistas, médicos, ferrocarrileros y queculminaron 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 eléctricacomprando con fondos públicos y deuda externa los bienes e instalaciones de las empresastransnacionales. El gobierno adquirió en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de lacanadiense The American Light and Power Company y se comprometió con ellas a pagar lospasivos (deudas) de esas empresas que ascendían a 78 millones de dólares. Por 70 millones dedólares obtuvo las acciones de la estadounidense American and Foreign Power Company. Sinembargo, el gobierno los comprometió a invertir ese dinero en México para evitar que todos esosdólares salieran del país. Al adquirir la Mexican Ligth and Power and Company, la nación mexicanaadquirió 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 detransmisión de doble circuito trifásico en el sistema de 220 KW; dos subestaciones transformadorasde cerro Gordo, México y El Salto, Puebla; 38 subestaciones receptoras conectadas a la red detransmisión de 85 y 60 KV; gran número de bancos de transformadores; 4,500 Km. de líneasprimarias de distribución de 6 KV; 11 mil transformadores de distribución con capacidad de 670 milKVA; 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, LasFuentes, Temascaltepec, Zictepec, Zepayautla y San Simón. Entre las plantas termoeléctricas:Nonoalco, Tacubaya y Lechería. Además la nación recibió el edificio situado en la esquina deMelchor Ocampo y Marina Nacional de la Ciudad de México y todos los inmuebles y muebles delas 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 delartículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que dice lo siguiente:“Corresponde exclusivamente a la Nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecerenergía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público. En esta materia no seotorgarán concesiones a los particulares, y la Nación aprovechará los bienes y recursos naturalesque se requieran para dichos fines”. Esta es la “traba no arancelaria” que el gobierno de Foxpretende 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 distribuciónde 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 todala energía que producía, vendía el 25%. De no tener ninguna participación en la propiedad de lascentrales generadoras de electricidad, por estar en manos extranjeras, pasó a tener el 54%, siendoasí la CFE quien dirigía la energía eléctrica del país. En 1963 se crea la denominación socialCompañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A. (LyFC). En ésta década se configura la integración delos 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. Enla década de los 60’s la inversión pública se destinó en más del 50% a obras de infraestructuraentre los que se encuentran los centros generadores de energía de el Infiernillo y Temascal. Al finalde la década se habían construido ya plantas generadoras por el equivalente a 1.4 veces lo hechohasta esta época. La construcción de presas hidroeléctricas se extendió en todo el mundogenerando millones de pobres expulsados de sus tierras y serios problemas ambientalesirreversibles.

Para 1971, la CFE tenía una capacidad instalada de 7,874 MW. Al final de ésta década se dio unmayor crecimiento llegando a instalarse centrales generadoras por el equivalente a 1.6 veces lohecho hasta el momento. En 1974 se le autoriza a LyFC a realizar los actos necesarios yprocedentes para su disolución y liquidación. En esta década todos los sistemas de transmisión deenergía eléctrica se encontraban interconectados, excepto Baja California y Yucatán que seincorporaron al Sistema Interconectado Nacional en 1990, quedando por fin el sistema detransporte de energía cubriendo casi la totalidad del territorio mexicano. Durante la década de los70’s también se logró unificar la frecuencia eléctrica de 60 hertz en todo el país y en 5 años se




CAPITULO I. 7

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

Así, grandes obras de infraestructura, pero mucha deuda externa pesaba sobre el país. Durante ladécada 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 losProgramas de Ajuste Estructural que empezaron a imponer el Fondo Monetario Internacional y elBanco Mundial. El país empieza a vender sus activos rápidamente cuando entonces el gobiernoadministraba alrededor de 1,115 empresas paraestatales. En 1989 se reforma la Ley del ServicioPúblico de Energía permitiendo que el Ejecutivo Federal pudiera disponer de la constitución,estructura y funcionamiento del servicio que venía proporcionando la Compañía de LyFC enliquidación. En este Decreto presidencial se afirmaba que “Las empresas concesionarias, entraráno 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 asociadasCompañía de Luz y Fuerza de Pachuca, S.A., Compañía Mexicana Meridional de Fuerza, S.A., yCompañía de Luz y Fuerza Eléctrica de Toluca, S.A., el ejecutivo Federal, dispondrá la constituciónde un organismo descentralizado con personalidad jurídica y patrimonios propios, el cual tendrá asu cargo la prestación del servicio que ha venido proporcionando dichas Compañías.” Será hastafebrero de 1994 cuando se crea por Decreto presidencial el organismo descentralizado Luz yFuerza del Centro, con personalidad jurídica y patrimonio propio.

Luego, la capacidad de endeudamiento del gobierno mexicano se recuperó con la venta deempresas y el cumplimiento de las políticas de ajuste. Para 1991, la capacidad instalada deenergía eléctrica ascendía a 26,797 MW. En la década de los 90’s se prepara el gobierno paraentregar nuevamente en manos privadas la energía eléctrica del país. El presidente Ernesto Zedillo(1994-2000) 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 argumentostramposos para justificar la desregulación del sector energético que ha traído malas experienciasen los Estados Unidos, Chile, Argentina, Guatemala, Perú, entre otros.

La generación de energía eléctrica se hace actualmente con 4 tecnologías disponibles: 1) centraleshidroeléctricas (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 ydiesel; con vapor de agua, del subsuelo; o por medio del carbón). 4) Nuclear (con el uso de uranioenriquecido). Pues bien, al iniciar el año 2002, México registraba la existencia de 159 centralesgeneradoras de energía en el país que incluye al Productor Externo de Energía -PEE- (inversiónextranjera). Todas estas centrales tienen una capacidad instalada de generación de energíaeléctrica de 37,650 MW (en 1938 la CFE tenía apenas una capacidad de 64 KW), e incluye las 4Centrales 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 centralescarboeléctricas; el 2.22% de geotérmicas; el 3.62 de la nucleoeléctrica de Laguna Verde; y el0.01% de eoeléctrica. La energía actual alcanzaría para todos los habitantes. Sin embargo, en lallamada “demanda actual” tenemos que ubicar que es necesidad los Estados Unidos, como mayorconsumidor de energía en el mundo (y al que México le suministra energía desde 1905); y de lasempresas que se instalarán en la región en el marco del Plan Puebla-Panamá 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 serequiere 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. Paraello se usan las subestaciones de transmisión y subestaciones de distribución de la energía. Puesbien, 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




CAPITULO I. 8

113,556 MVA de capacidad. Hoy existen 275 subestaciones de 113,556 MVA y 1,371 con 33,078MVA; 40,148 Km. de líneas de subtransmisión; 5,858 circuitos de distribución con una longitud de333,295 Km.; 809,005 transformadores de distribución de 26,671 MVA; 221,079 Km. de líneassecundarias 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 porelectrificar 85,120 localidades; 4,265 localidades de 100 a 2,499 habitantes y 80,855 localidadescon una población menor a 100 habitantes. En los últimos diez años se han instalado 52,169pequeños módulos solares para el mismo número de viviendas. Como no se pretende invertirmucho en el sector rural, para la CFE “Esta será la tecnología de mayor aplicación en el futuro paralas poblaciones pendientes de electrificación en el medio rural.” Por otro lado, el sector eléctrico enel 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 609mil clientes en todo el país, los cuales han mostrado una tasa de crecimiento anual del 4.3% desdeque estalló el conflicto en Chiapas en 1994. De todos estos clientes el 87.95% corresponde alsector Doméstico que aporta el 24.50% de las ventas de la CFE; el 10.32% al sector Comercial queaporta el 6.55% de las ventas; el 0.65% a Servicios con el 3.19% de las ventas; el 0.59% alIndustrial del que se recauda el 59.33% de las ventas de energía; y el 0.49% al sector Agrícola queaporta el 6.43% de las ganancias anuales. El sector eléctrico tiene una oportunidad de cobranzaque ha aumentado ligeramente del 98.5% en 1998, al 98.8% en el 2001. Para el año 2001, delvolumen de ventas totales de la CFE, el 0.18% se exporta; el 77.11% corresponden de ventasdirectas al público; el 22.71% se suministra a LyFC quien da servicio al Distrito Federal, Estado deMéxico, 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 lapolítica energética nacional y, en consecuencia, al ejecutarla mediante las instituciones yorganismos oficiales respectivos -Secretaría de Energía, Petróleos Mexicanos, Comisión Federalde Electricidad y Luz y Fuerza del Centro-, su correcta aplicación resulta estratégica ytrascendental para el progreso del país.

Por lo que el sector eléctrico debe vigorizar su presencia y participación, conforme a planes yprogramas 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 negociopara la nación, el inversionista y la sociedad.

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

Proyectos Hidroeléctricos. - Al cumplir con los objetivos básicos de aportar reserva, potencia yenergía 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 menosimportante, significan fuentes de trabajo para la población local. Entre los principales proyectossobresalen:




CAPITULO I. 9

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

El sistema UsuTulha ubicado en la cuenca del río Usumacinta, formado por los proyectos Boca delCerro, 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 enconjunto una potencia de 10020 MW y generación de 35100 millones de Kwh.-a, demandan unainversión del orden de 170 000 millones de pesos. Además de aportar energía limpia y ser valiososalmacenamientos de agua, controlarían las inundaciones en Tabasco y Campeche, agregarían unmillón y medio de hectáreas a la agricultura y propiciarían la instalación de nuevos centros depoblación, industriales, comerciales y agropecuarios. También, contribuirían a incorporar el suresteal desarrollo nacional y reforzarían los programas de cooperación e interconexión conCentroamérica.

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

Pacífico Noroeste: Proyecto Montague (15000 millones de pesos). Aprovecharía las grandesmareas que ocurren en la desembocadura del río Colorado al Golfo de California. El vastoembalse-marisma, facilitaría una operación versátil de la central meremotriz -potencia 800 MW ygeneración 3500 millones de Kwh.-a-, y al unir este lago mediante hidrovías a las ciudades deMexicali y San Luis Río Colorado en México y Yuma en Estados Unidos las convertiría en puertos

interiores. Su dique-carretero, sería otra alternativa de comunicación entre Sonora y BajaCalifornia.

Pacífico Occidental: Proyecto Ixcam, Nay. (7000 millones de pesos). Su finalidad es consolidar yampliar el funcionamiento de la central hidroeléctrica Aguamilpa, lo cual incrementaría lageneración en 1950 millones de Kwh.-a y la capacidad en 640 MW, así como para apoyar lascontingencias de operación en el occidente del país. Para lograrlo se necesita construir la presaIxcatan 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 Verde-Atoyac, tendrían como funciónfundamental, apoyar a los nuevos centros urbanos, industriales y agrícolas que formarían elmoderno 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-, anteel riesgo inminente de ser inhabitable e ingobernable. Con una capacidad conjunta de 4260 MWpara producir 9280 millones de Kwh.-a, requerirían una inversión del orden de 40500 millones depesos

El valioso y estratégico potencial hidroeléctrico que asocian estos sistemas y proyectos demultifunciones -la aportación total sería de 19570 MW y 60460 millones de Kwh.-a, equivalentes al51% de la potencia y 32% de la generación del país-, los cuales ahorrarían 100.77 millones debarriles de combustóleo y contribuirían a desplazar nuevas centrales de vapor que consumencombustibles fósiles y necesitan alta inversión en divisas. Asimismo, sus ventajas técnicas e




CAPITULO I. 10

importantes beneficios económico-sociales, al conjuntarse con la actualización de los principalessistemas 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, plantaspetroquímicas e industrias asociadas de máxima capacidad, tratamiento y producción factibles para

aprovechar en forma racional y responsable los recursos naturales no-renovables, deberepresentar un propósito prioritario.

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

Los sitios alternos para centrales termoeléctricas que cumplen con los criterios, normas yconceptos esenciales para formar los eficientes y modernos centros energéticos son: Punta ElMorro, Ver. (3000 MW); Potosí-Zihuatanejo, 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 IslaTiburón, Son. (3000 MW). La inversión aproximada es de seis millones de pesos por megawattinstalado.

La capacidad de los nuevos centros energéticos aseguraría el pleno suministro de los combustiblesdestinados a la industria eléctrica; facilitaría transformar en el país los hidrocarburos para darlesmayor valor agregado y se exportarían productos procesados en lugar de petróleo crudo. Lascentrales 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 gasnatural 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 detransformación 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 conformetranscurre el tiempo su uso se torna viable, conveniente y económico.

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

Nuclear. Hoy es la fuente alterna de energía con mayor producción, y un buen sitio -deconsiderarse nuevamente su participación-, sería la isla Coronado-sur para instalar una centralsubterránea con grupos turbogeneradores de 1250 MW.

Geotérmica. La principal central en operación -Cerro Prieto (620 MW)- presenta un abatimientoconstante 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 conservarla calidad del agua superficial y subterránea.




CAPITULO I. 11

Rebombeo. Aunque no es una fuente alterna, representa una versátil central hidroeléctrica queparticiparía a satisfacer las horas-pico, en substitución de centrales termoeléctricas del tipoturbogas y ciclo combinado. Algunos sitios son Necaxa-Rebombeo, 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 ycaracterísticas de cada proyecto. La intención básica, es que la red eléctrica nacional al funcionarcon el menor número de subestaciones y líneas de alta tensión alterna -400 y 735 kilovolts- y encorriente 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 posterioresampliaciones.

Así, la Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro ensancharían sus expectativaspara anticiparse a la evolución del país y los desafíos que implica la competencia internacional porla obtención de recursos económicos y financieros, al desarrollar con la decidida colaboración delos sectores oficial, privado y social, la construcción, operación y mantenimiento de bienplanificados, programados, modernos y rentables proyectos hidroeléctricos, termoeléctricos yfuentes alternas; reafirmándose que lo más valioso de México son su territorio, recursos y riquezas

potenciales, magnificados por el trabajo constructivo-productivo 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 indicadoresoperativos”. Sin embargo, la campaña gubernamental hoy va encaminada a desprestigiar laempresa 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 hagacargo 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 lainiciativa privada; 3) Apertura a que las empresas privadas inviertan en lo que sólo ha sidoexclusividad del Estado, creándose así mismo la competencia interna y paulatinamente creandolas 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 enque, sin inversión privada, no será posible responder a la demanda creciente de energía, por loque es necesaria la Reforma Energética que además ayudará a mejorar la calidad del servicioeléctrico y disminuirá los precios. De lo contrario, serán necesarios los apagones.

Por lo pronto, aquí hay cuatro grandes mentiras presidenciales. Primera, sí es una privatizaciónvelada y que se acelerará cuando las empresas extranjeras, los peces grandes, puedan comerse atoda competencia, los peces chicos, regresando nuevamente como a principios del siglo pasado: laenergía controlada por un puñado de transnacionales. Y esto no es nuevo, en Centroamérica lossignos de este monopolio son terribles. Segunda, la inversión extranjera transnacional ya se estádando desde hace tres años de manera anticonstitucional. Alrededor de 40 licitaciones se hanhecho y la mayoría han sido ganadas por empresas transnacionales de energía. Tercera, laprivatización de la energía sí aumenta los precios y acelera su incremento cuando no haycompetencia y se generan monopolios. Prueba de ello fue la crisis de la energía en Californiadonde luego del aumento de los costos por parte de Enron, el gobierno californiano tuvo querealizar apagones por no contar con tanto presupuesto. En Centroamérica, el servicio por parte delas 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 esnecesario 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 llamarámonopolio. Si pasa a una empresa transnacional, se le llama “libre comercio”. Si se subsidia a lospobres, se hace un escándalo; pero no si este va destinado a las grandes empresas o si sesubsidia millonariamente a los banqueros con el Fobaproa.

La energía sí es un gran negocio, sí produce mucha riqueza, sí puede seguir siendo parte de lasoberanía de la nación, sí puede ser una industria rentable y que al mismo tiempo subsidie a lossectores 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) poruna (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 NOM-J-58. Sus características principales se indican en la tabla 1.

Para ambientes marinos y/o industriales se debe aplicar la especificación CFE E0000-18 paracables ACSR/AS y como alternativa, cuando así se solicite en el pedido, puede usarse cable ACSRindicado en la presente especificación con el (los) alambre(s) del núcleo central ya seaextragalvanizado(s) tipo “C” de acuerdo a la norma ASTM-B-498 o galvanizados y encerados deacuerdo con lo que especifique la Comisión.

TENSIONES NOMINALES.

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

MUESTREO.

Debe seguirse el procedimiento de muestreo indicado en la especificación CFE E0000-13.




CAPITULO II. - 15 -

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

No. de

alambres. Dimensiones mm*escripció

n

Corta.

Desig

nació

n

AWG-

kCM

Área de

la

sección

tot.

mm

Área

de la

secció

n AI.

mm

AI Acero

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 EV0 0000261

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 EV0000BUK 7

PRUEBAS.

Deben realizarse las pruebas indicadas en la norma NOM-J-58.

EMPAQUE.

Se debe cumplir con la especificación CFE L0000-11 y con lo indicado a continuación.

Carretes.

Deben utilizarse carretes que cumplan con lo especificado en la norma NOM-EE-161.

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% exceptopara 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 masatotal del lote de pedido, podrá aceptar tramos de menor masa, aplicando la penalización indicadaen 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 kVescripción

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

TABLA 4. PENALIZACION.

Para todos los cables excepto el 1113 kcm Para el cable 1113 kcm

% de la masaespecificada

Descuento al precioen %

% de la masaespecificada

Descuento al precioen %

Mayor de 105 30 (al tramoexcedente) Mayor de 102.5 30 (al tramoexcedente)

105-95 0 102.5-97.5 0

94.9-85 10 97.4-85 10

84.9-75 15 84.9-75 15

74.9-65 20 74.9-65 20

64.9-55 25 64.9-55 25

54.9-50 30 54.9-50 30




CAPITULO III. - 17 -

CAPITULO III

CARGAS Y FACTORES DE CARGA EN

ESTRUCTURAS.





GENERALIDADES.

DEFINICIONES.

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

La función básica de las torres es la de soportar los cables conductores de energía, asícomo el hilo de guarda que nos sirve para proteger los conductores contra descargas atmosféricasy 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 líneade transmisión:

§ SUSPENSION: Las cuales soportan el peso de los cables, cadenas deaisladores y herrajes, además del viento transversal, siendo las tensioneslongitudinales 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 entangentes largas mayores a 5.0Km. como rompetramos de acuerdo a laespecificación 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.





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

CIRCUITOIZQUIERDO CIRCUITODERECHO

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

cimentación.





ESPECIFICACIONES TECNICAS PARA EL DISEÑO DE TORRES PARA LINEAS DE

SUBTRANSMICION Y TRANSMICION.

CFE J1000-50

NOVIEMBRE 2002.

OBJETIVO

Esta especificación define, tipifica y establece los lineamientos y de calidad que deben cumplir enla clasificación, análisis, diseño estructural, fabricación, montaje, pruebas mecánicas en prototipo ysuministro 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 quepermite la torre en estudio sin afectar su estabilidad, de acuerdo con su diseño eléctrico yestructural.

B) Claro Medio Horizontal.

Es la semisuma de los claros adyacentes a la torre y se utiliza para calcular las cargastransversales 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 loscables adyacentes a la torre y se utilizan para determinar las cargas verticales, que actúan sobre laestructura, debidas al peso de los conductores y cables de guarda, también llamado “Claro depeso”.

D) Utili zación. 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 D E TRANS MICION EL EC TRICA

L I N E A D E T R A N S M

I C I O N E L E C T R I C A

L I N E A D E T R A N S M I C I O N

E L E C T R I C A

S U B E S T A C I O N

E L E C T R I C A .

S U B E S T A

C I O N

E L E

C T R

I C A .

I N I C I O

F I N

A L

TORRE REMATE TORRE

D E F LE X I O N

D E F L E X I O N

T O R R E S U S P E N S I O N

T O R R E R E M

A T E





CLASIFICACIÓN.

Los diferentes tipos de torres que se solicitan en cada línea de subtransmisión ytransmisión, se indican en la memoria de cálculo en este caso y estas deben de tener clave dediseño 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 30ºY Deflexión hasta 90ºR 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.





Figura No. 3 Clasificación.

T O R R E R E M A T E4 B R 2.

T O R R E 4 B R 2.

P AR

A

400

k

V.

R

E

M

A

T

E.

2

CIRCUITO

S.

2

COND./

F AC

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 estructuralessometidos sólo a fuerzas axiales; es decir, las cargas son aplicadas a lo largo de un eje longitudinalque 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 estructuraseléctricas de transmisión. Estos requerimientos son aplicables a formas de acero rolado en calientey rolado en frío. Los componentes estructurales (miembros, conexiones y retenidas) sonseleccionados para resistir cargas factorizadas de diseño a esfuerzos aproximando de soporte otolerancia, traslape, fractura o cualquier otra condición limitante especificada en el estándar deldocumento A. S. C. E. 52.

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





ESTRUCTURACION.

La estructuración de torres es la primera etapa del proyecto estructural. En ella sedefine 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 aemplear, se determinan los elementos principales, secundarios y redundantes, se proponen lassecciones tentativas de los elementos estructurales, se conceptualizan las uniones entre ellos, sedefinen, 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 losingenieros proyectistas. Ésta etapa del proceso de diseño deberá llevarse acabo cuidando que secumpla con la especificaciones vigentes, así como los documentos que integran las bases delcontrato.

En ésta etapa del diseño estructural no se requieren llevar a cabo los cálculosmatemáticos complicados, pues las dimensiones de los elementos estructurales y algunos otrosrequisitos 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, quelas torres sean conceptualizadas de manera tal, que se presenten formas sencillas y simétricas yque éstas características se cumplan también en lo referente a masas de rigideces, tanto en plantacomo elevación.

Recomendaciones generales sobre la estructuración de torres:

Senci llez, simetría y regularidad en planta.

Senci llez, simetría y regularidad en elevación.

Uniformidad en la distribución de resistencia, rigidez, duct ilidad, hiperestaticidad.

Existen tres definiciones básicas del tipo de torres de acuerdo a la función quedesempeñan en la línea de transmisión. Las estructuras de Suspensión, las cuales soportan elpeso de los cables, cadenas de aisladores y herrajes, además del viento transversal, siendo lastensiones longitudinales iguales a cero, siempre se localizarán en tangentes; las torres deDeflexión se colocan en lo puntos de inflexión a lo largo de la trayectoria de la línea y por último lasde Remate se colocan al inicio y final de la línea de transmisión, además en tangentes largasmayores a 5.0Km.

A continuación se presentan algunos de los ejemplos de la estructuración en torresautosoportadas 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 estaíndole.





Figura No. 4 Torre EA4B22CA+15

Figura No. 5 Torre 4CT23





Figura No. 6 Torre EA4W22MA+15

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





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

Figura No. 9 Torre E92W11CA +16





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

Figura No. 11 Torre 4BR1 (DM)





Figura No. 12 Estructuración Italiana.

Figura No. 13 4eb2 +15





PRESIONES DEBIDAS AL VIENTO.

Las torres y/o postes para transmisión de energía eléctrica, constituyen los elementosde 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 haninstalado diversos tipos de estructuras de acero. De acuerdo a las exigencias o particularidadesgeográficas 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 desiluetas para torres, fundamentando el dimensionamiento con los criterios básicos de aislamientopor impulso, en resultados experimentales de laboratorio en cuanto al comportamiento por distintasconfiguraciones de electrodos, así como el empleo de la teoría del modelo electrogeométrico paraoptimizar la posición del cable de guarda. Así, las primeras siluetas obtenidas de esta formacorresponden la línea de transmisión Chicoasen-Juile- Temascal, aisladas a 400 kV con doscircuitos y convertible a 800 kV un circuito. A partir de 1980 se inicia el desarrollo de nuevassiluetas 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 unsistema 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 detransmisión.





El concepto de confiabilidad estructura se define como la probabilidad de que una líneade transmisión realice su función (transmitir la energía eléctrica) bajo un conjunto de condiciones ydurante 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 ObrasCiviles (diseño por viento) establece en el capitulo L sección 4.3 la clasificación de las estructurassegún su importancia las estructuras en estudio pertenecen al grupo A.

GRUPO A.

Estructuras para las que se recomienda un grado de seguridad elevado. Pertenecen aeste 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 funcionamientoes imprescindible y debe continuar después de la ocurrencia de vientos fuertes tales como losprovocados por huracanes. Ejemplos de este grupo son las construcciones cuya falla impida laoperación de plantas termoeléctricas, hidroeléctricas y nucleares entre estas, pueden mencionarselas chimeneas. Las subestaciones eléctricas, las torres y postes que formen parte de líneas detransmisión importantes. Dentro de esta clasificación también se cuentan las centrales telefónicase inmuebles de telecomunicaciones principales, puentes, estaciones terminales de transporte,estaciones de bomberos de rescate de policía, hospitales e inmuebles médicos con áreas deurgencias, 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 vientoen 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 reducidasde su sección transversal son especialmente sensibles a las ráfagas de corta duración y cuyosperíodos naturales largos favorecen la ocurrencia de oscilaciones importantes en la dirección delviento. Dentro de este tipo de estructuras se cuentan los edificios con relación de aspecto a mayorque cinco o con periodo fundamental mayor que un segundo, además se consideran las torresatirantadas, torres auto soportadas para líneas de transmisión, chimeneas, tanques elevados,antenas, bardas, parapetos, anuncios y en general las construcciones que presentan unadimensión muy corta paralela a la dirección del viento.

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

CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL ANALISIS

ESTRUCTURAL POR VIENTO.

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





A) Dirección de análisis.

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

B) Análisis estructural.

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

EFECTOS DEL VIENTO A CONSIDERARSE.

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

Los efectos que se deben tener presentes en el análisis de la estructura de soporte ycables 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 turbulenciadel 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 unadimensión muy corta paralela a la dirección del viento.

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

B) Vibraciones transversales al flujo.

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





C) Vibraciones a alta frecuencia.

Estas vibraciones se presentan principalmente en los cables de transmisión sometidosa 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 decuerpos 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 vérticesalternantes inducen sobre el cuerpo fuerzas transversales periódicas susceptibles de generar unaamplificación excesiva de la respuesta dinámica.

D) Inestabilidad aerodinámica.

Se define como la dinámica de la respuesta causada por los efectos combinados de lageometría 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 cualconsiste en la aparición de vibraciones importantes de los cables cuando el flujo del viento incideortogonalmente a la línea. Generalmente el galopeo se asocia con condiciones climáticasparticulares como son baja temperatura y alta humedad. En estas condiciones se forma unacubierta de hielo que se adhiere a los conductores, alterando su sección transversal y favoreciendoal galopeo. En nuestro país estas condiciones climáticas se presentan principalmente al norte y enlas 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 paralos cables.

PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LAS ACCIONES POR

VIENTO.

A f in de evaluar las fuerzas provocadas por la acción del viento, se propone a utilizarun procedimiento que toma en cuenta la sensibilidad a los efectos dinámicos del viento. Dichoprocedimiento se llama análisis dinámico. En el cual se afirma que una estructura o elemento essensible a los efectos dinámicos del viento cuando se presentan fuerzas importantes provenientesde la interacción dinámica entre el viento y la estructura. Tal es el caso de las estructuras desoporte 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 seleccionarel periodo de retorno asociado. Posteriormente se determina la velocidad de diseño, definiendo lavelocidad regional con el período de retorno requerido, el factor de topografía, la categoría delterreno según su rugosidad y el factor de exposición. Obtenida la velocidad de diseño se calcula elfactor de corrección de densidad y poder cuantificar la presión dinámica de base, para quefinalmente se calculen las presiones y fuerzas que actúan tanto en la estructura de soporte comosobre 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 conbase a las especificaciones de Comisión Federal de Electricidad CFE 16100-54 y CFE 1/000-50.





INICIO

CLASIFICACION DE LA LINEASEGÚN SU IMPORTANCIA

NIVEL I, II, III

DETERMINACIÓN DE LA VELOCIDAD DE DISEÑO

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

FACTOR DE EXPOSICIÓNFALFA

FACTOR DE TOPOGRAFIALOCAL Ft

CATEGORIA DEL TERRENOCAT. 1, 2, 3, 4.

CALCULO FINAL DE VDVD = Ft Falfa Vr

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

qz = 0.00480 G VD2

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 enestructuras de soporte cable conductor e hilo de guarda.





INICIO

UBICACIÓN GEOGRAFICA DE LALÍNEA DE TRANSMISIÓN

ELÉCTRICA.

DEFINIR EL DIMENSIONAMIENTO ELÉCTRICO YMECÁNICO.

DETERMINAR LAS VELOCIDADESREGIONALES MAX. PARA EL Tr DE 50 Y 10

AÑOS

CALCULO DE LAS PRESIONESDE VIENTO MAXIMO.

CALCULO DE LAS PRESIONESDE VIENTO REDUCIDO.

ANÁLISIS MECÁNICO DECABLES (33% DE LA TENSIÓN

DE RUPTURA).

CALCULO DE LOS ÁRBOLESDE CARGA.

OBTENCION DE LAS DIVERSAS CONDICIONES DECOMBINACION DE CARGAS.

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

OBTENCIÓN DEL ANÁLISIS Y DISEÑO.

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

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





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 velocidadregional, 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

1.00a

2.00

0.50a

1.0

0.25a

0.50

VOLTAJE Ê 115 KV115 - 230

KV400 KV

La selección del nivel de importancia adecuado para una línea en particular debehacerse 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 deimportancia.

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

C) La localización y la longitud de la línea. Puede ser necesario seleccionar. Un nivelmás alto para una línea que cruce un área urbana que esa misma línea localizada en campoabierto. 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 eventosseveros y por lo tanto es más susceptible de sufrir una falla; asimismo, al existir mayor número decomponentes estructurales es más vulnerable a las fallas.

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





DETERMINACIÓN DE LA VELOCIDAD DE DISEÑO.

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

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

RTD VFFV a =

DONDE:

TF Factor que depende de la topografía del sitio adimensional.

a 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.

RV 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 depresentarse 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 lasvelocidades 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 terrenoplano, es decir, no considera las características de rugosidad locales del terreno ni la topografíaespecifica del sitio. Así mismo dicha velocidad se asocia con ráfagas de 3 segundos y toma encuenta la posibilidad de que se presenten vientos debidos a huracanes en las zonas costeras. Lavelocidad regional VR se determina tomando en consideración tanto la localización geográfica deltramo de la línea como su importancia. En las figuras siguientes se muestran los mapas deisotacas 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 quecorresponde al nivel al que pertenece la línea a fin de obtener la velocidad regional. Si existentramas que crucen diferentes isotacas se deberá seleccionar la más desfavorable. En la tabla 6 sepresentan las principales ciudades del país y sus correspondientes velocidades regionales paradiferentes 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 cablesdurante y después de que ocurre una tormenta de hielo, para esta situación se supone que losdepósitos de hielo permanecen durante siete días. Con esta idea y a través de un análisisestadístico se elaboraron mapas de isotacas de viento reducido de la República Mexicana para losdiferentes periodos de retorno.









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

Parral de Hgo Chih. 121 141 149 157 181Piedras Negras Coah. 5025 137 155 161 168 188Progreso Yuc. 31023 103 163 181 198 240Puebla Pue. 21120 93 106 112 117 132Puerto Cortes B. C. 3046 129 155 164 172 196Querétaro Qro. 22013 103 118 124 131 147Río Verde S. l. P. 24062 84 111 122 130 156Salina Cruz Oax. 20100 109 126 135 146 182Saltillo Coah. 5034 111 124 133 142 165





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 126San Luis Potosí S. L. P. 24070 126 141 147 153 169S. La Marina Tamps. 28092 130 167 185 204 252Tampico Tamps. 28110 129 160 177 193 238Tamuin S. L. P. 24140 121 138 145 155 172Tapachula Chis. 7164 90 111 121 132 167Tepic Nay. 18039 84 102 108 115 134Tlaxcala Tlax. 29031 87 102 108 113 131Toluca Edo. Mex. 15126 81 93 97 102 115Torreón Coah. 5040 136 168 180 193 229Tulancingo Hgo 13041 92 106 110 116 130Tuxpan Ver. 30190 122 151 161 172 204Tuxtla Gutiérrez Chis. 7165 90 106 110 120 141

Valladolid Yuc. 31036 100 163 180 198 240Veracruz Ver. 30192 150 175 185 194 222Villahermosa Tab. 27083 114 127 132 138 151Zacatecas Zac. 32031 110 122 127 131 143





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

DATOSCIUDAD

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 18.20Campeche Camp. 4003 90.55 19.83 5 26.10Cd. Guzmán Jal. 14030 103.47 19.70 1507 21.50Cd. Juárez Chih. 106.48 31.73 1144 17.10Cd. Obregón Son. 26020 109.92 27.48 100 26.10Cd. Victoria Tamps. 28165 98.77 23.77 380 24.10Coatzacoalcos Ver. 30027 94.42 18.15 14 26.00Colima Col. 6006 103.72 19.23 494 24.80Colotlan Jal. 14032 103.27 22.12 1589 21.40Comitán Chis. 7025 92.13 13.25 1530 18.20Cozumel Q Roo. 23005 86.95 20.52 10 25.50Cuernavaca Mor. 17726 99.23 18.90 1560 20.90Culiacán Sin. 25014 107.40 24.82 84 24.90Chapingo Edo. Mex. 15021 98.85 19.50 2250 15.00Chetumal Q Roo. 23006 88.30 18.50 3 26.00Chihuahua Chih 8040 106.08 28.63 14.23 18.70Chilpancingo Gro. 12033 99.50 17.55 1369 20.00Durango Dgo. 10017 104.67 24.03 1889 17.50Ensenada B.C. 2025 116.53 31.85 13 16.70Guadalajara Jal. 14065 103.38 20.67 1589 19.10Guanajuato Gto. 11024 101.25 21.03 2050 17.90Guaymas Son. 26039 110.90 27.92 44 24.90Hermosillo Son 26040 110.97 29.07 237 25.20Jalapa Ver. 30075 96.92 19.52 1427 17.90La Paz B.C. 3026 110.30 24.17 10 24.00Lagos de Moreno Jal. 14083 101.92 21.35 1942 18.10Leon Gto 11025 101.07 21.12 1885 19.20Manzanillo Col. 6018 104.28 19.05 8 26.60Mazatlán Sin. 25062 106.42 23.20 8 24.10Mérida Yuc. 31019 89.65 20.98 9 25.90Mexicali B. C. 115 32.67 1 22.20México D. F. 9048 99.20 19.40 2240 23.40Monclova Coah. 5019 101.42 26.88 591 21.60Monterrey N. L. 1952 100.30 25.67 538 22.10Morelia Mich. 16080 101.18 19.70 1941 17.80Nvo Casa Grandes Chih. 8107 107.95 30.42 155 17.80Oaxaca Oxa. 20078 96.72 17.07 1550 20.80Orizaba Ver. 30120 97.10 18.85 1284 19.00

Pachuca Hgo. 13022 98.73 20.13 2426 14.20Parral de Hgo Chih. 105.67 26.93 1661 17.70Piedras Negras Coah. 5025 100.52 28.70 220 21.60Progreso Yuc. 31023 89.65 21.30 8 25.40Puebla Pue. 21120 98.20 19.03 2150 17.30Puerto Cortes B. C. 3046 111.87 24.43 5 21.40Querétaro Qro. 22013 100.40 20.58 1842 18.70Río Verde S. l. P. 24062 100.00 21.93 987 20.90Salina Cruz Oax. 20100 95.20 16.17 6 26.00





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

DATOSCIUDAD

Num.

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

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

























FACTOR DE TOPOGRAFÍA F

T

.

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

TABLA 8. FACTOR TOPOGRÁFICO LOCAL.

SITIOS TOPOGRAFÍA F

T

· Base de promontoriosy faldas de serraníasdel lado del sotavento.

0.80

Protegidos

· Valles serrados. 0.90

Normales

· Valles cerradosprácticamente planocampo abiertoausencia de cambiostopográficosimportantes conpendientes menoresde 5%.

1.00

· Terrenos inclinadoscon pendientes entre 5y 10 % valles abiertosy litorales planos.

1.10

Expuestos

· Cimas de

promontorios colinas ymontañas terrenos conpendientes mayoresque 10% cañadascerradas y valles queformen un embudo ocañón isla.

1.20

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

20.180.0 ££ TF .El criterio y la experiencia de CFE determina que .0.1 ³ TF





DEFINIR EL FACTOR DE EXPOSICIÓN F

El coeficiente Fµ 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 dela línea en estudio. En la tabla 9 se muestran cuatro categorías de terreno atendiendo al grado dedicha rugosidad. Si el tramo de línea cruza diferentes tipos de terreno deberá seleccionarse la queocasione los efectos más desfavorables:

TABLA 9. CATEGORIAS DEL TERRENO SEGÚN SU RUGOSIDAD.

CAT DESCRIPCION EJEMPLOS LIMITACIONES

1

· Terreno abiertoprácticamenteplano y sinobstrucciones.

Franjas costeras planaszonas pantanosas camposaéreos pastizales y tierrasde cultivo sin setos o bardasalrededor superficiesnevadas planas.

La longitud mínima de estetipo de terreno en ladirección del viento debeser 2000 m.

2 · Terreno plano u

ondulado conpocasobstrucciones.

Campos de cultivo o granjascon pocas obstruccionestales como setos o bardas

alrededor árboles yconstrucciones dispersas.

Las obstrucciones tienenalturas de 1.5 a 10 m. en

una longitud mínima de1500 m.

3

· Terreno cubiertopor numerosasobstruccionesestrechamenteespaciadas.

Áreas urbanas suburbanas.o cualquier terreno connumerosas obstruccionesestrechamente espaciadas.El tamaño de lasconstruccionescorresponde al de las casasy viviendas.

Las obstruccionespresentan alturas de 3 a 5m. la longitud mínima deeste tipo de terreno en ladirección del viento debeser de 500 m. o 10 veces laaltura de la construcción laque sea mayor.

4

· Terreno connumerosasobstruccioneslargas altas y

estrechamenteespaciadas.

Bosques centros degrandes ciudades ycomplejos industriales biendesarrollados.

Por lo menos el 50% de losedificios tienen una alturamayor que 20 m. lasobstrucciones miden de 10a 30 m. de altura la longitudmínima de este tipo deterreno en la dirección delviento debe ser la mayor deentre 400 m. y 10 veces laaltura de la construcción

En la dirección del viento que se este analizando el terreno inmediato a la estructuradeberá presentar la misma rugosidad (categoría) cuando menos en una distancia denominadalongitud 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. Fµ deberá modificarse para tomaren cuenta este hecho. En este caso, el diseñador podrá seleccionar, entre las categorías de losterrenos que se encuentren en una dirección de análisis dada, la que provoque los efectos másadversos y determinar el factor de exposición para tal categoría.





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

Si mz 10 £ a

da ÷

ø

öçè

æ=

1056.1 F

Si d << z 10

a

da ÷

ø

öçè

æ=

zF 56.1

Si d ³ z 56.1 = a F

· d Es la altura medida a partir del nivel del terreno de desplante por encima de la cual lavariación de la velocidad del viento no es importante y se puede suponer constante a estaaltura se le conoce como altura gradiente.

· a El coeficiente que determina la forma de la variación de la velocidad del viento con laaltura y es adimensional.

Los coeficientes a y d están en función de la rugosidad del terreno y se presentanen la tabla 10.

TABLA 10. VALORES DE LOS COEFICIENTES a y d .

CATEGORIAS DE TERRENO

COEFICIENTES

1 2 3 4

a 0.099 0.128 0.156 0.170

d 245 315 390 455





Figura No 22. Factor de exposición Fa .





CÁLCULO DE LA PRESIÓN DINÁMICA DE BASE

qz

.

Cuando el viento actúa sobre un obstáculo genera presiones sobre su superficie quevarían 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 presióndinámica de base y se determina con la siguiente ecuación:

2**0000471.0

DVGqz =

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

mar, adimensional.

· DV Velocidad de diseño en Km. /h.

· qz Presión dinámica de base a una altura z sobre el nivel del terreno en Kg.

/m2.

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 seobtiene con la siguiente expresión:

t +

W=

273

94.2 G

Donde:

· W Presión barométrica en mm. de Hg.

· t Temperatura ambiental en ºC.

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





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

ALTITUD

(msnm)

PRESIÓN BAROMÉTRICA.

(mm de hg) 0 760

500 7201000 6751500 6352000 6002500 5653000 5303500 495

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

O(mm de Hg)

t +

W=

273

392.0 G

t

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





OBTENCIÓN DE LAS PRESIONES EQUIVALENTES EN LOS COMPONENTES DE

LA LINEA.

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

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

a) La relación altura del poste troncocónico con respecto a la sección transversal delmismo 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 lalínea deben obtenerse considerando el efecto dinámico del viento. Estas presiones se debenobtener a partir de las presiones equivalentes que emplean factores de respuesta dinámica lascuales dependen de las condiciones del flujo y de las propiedades dinámicas de los componentesasimismo, 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 P z en Kg. /cm2 seobtiene con la ecuación:

za gz qCFP =

En donde el coeficiente Ca se denomina coeficiente de arrastre y es adimensional gF

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 cálculode las presiones se señalan en los siguientes puntos:

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

szz APF =

· zP Presión dinámica equivalente, a la altura z, que se aplicara en forma

estática a la estructura en Kg./m2

· zF Fuerza sobre la sección a la altura z, en Kg.

· sA 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 ladirección del flujo del viento.





CÁLCULO DE PRESIONES EQUIVALENTES SOBRE LA ESTRUCTURA DE

SOPORTE.

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

zat gtz qCFP =

Donde:

· zP Presión dinámica equivalente a la altura z, que se aplicara en forma

estática a la estructura en Kg./m2

· Fgt Factor de respuesta dinámica de las estructuras

· atC Coeficiente de arrastre de la estructura que será para el caso de torres de

celosía

· apC Para el caso de postes

· zq Presión dinámica de base a la altura z en Kg./m2

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

szz APF =

Donde:

· zF Fuerza de la sección a la altura z en Kg.

· zP Presión dinámica equivalente a la altura z en Kg./m2

· sA 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 ladirección 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 siguienteexpresión:





úúúúú

û

ù

êêêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

+÷÷

ø

öççè

æ+=

2

1

2

563.01

11086.121

11

s

ooz

gt

L

hhK

gF

a

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./m2.

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

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

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

· ' a Factor de variación de potencia para un tiempo de premediación de lO minutos, esadimensional, se toma de la tabla 12 en función de la categoría del terreno.

· sL 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 enfunción de la categoría del terreno.

· tf Frecuencia fundamental de la estructura, en Hz.

· DOV Velocidad de diseño del viento a la altura de referencia ho, en Km. /h.

· x Amortiguamiento de la estructura, expresado como fracción del crítico. Este valor debe

incluir el amortiguamiento estructural y el aerodinámico. Los valores de este coeficientepara 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 -estáticade las estructuras para frecuencias bajas y el segundo considera la resonancia en frecuenciascercanas a la frecuencia natural de la misma. La frecuencia de vibración de una estructura puedecalcularse en forma exacta mediante un programa de análisis comercial (SAP, STAAD, TOMAD,SPOLE. etc.). Opcionalmente se puede calcular mediante el procedimiento descrito en el siguientesubtema. ASCE propone eliminar el término resonante, el cual resulta muy pequeño en estructurasaltas o con frecuencias mayores de 3 Hz. No obstante debe tenerse cuidado en torres bajas muyflexibles, particularmente en terrenos tipo 1 y 2.





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

TERRENO TIPO K L

S 1 a

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 losperiodos naturales de vibración en estructuras de soporte.

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

T p 2

=

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

W

kgw =

Donde:W Peso de la torre en Kg.k Rigidez de la estructura en Kg./cm.g aceleración de la gravedad (9.81cm/s2).

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

kg

WT p 2 =

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





Donde:

P Es la carga unitaria aplicada a 0.70 de la estructura en Kg. i D 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 lasfuerzas de inercia del modo fundamental de vibración se localiza a 2/3 de su altura total, lo cualresulta 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 formadacon elementos planos o con elementos redondo.

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

t

s

A

A = f

Donde:

· sA 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 ladirección del flujo del viento.

· tA Área bruta circunscrita por el perímetro de la sección correspondiente

proyectada sobre el plano mencionado.

Nota: dado f es adimensional las unidades de las dos áreas tienen que ser

consistentes.

TABLA 13. COEFICIENTE DE ARRASTRE Cat DE TORRES DE CELOSIA CONELEMENTOS PLANOS.

SECCIÓN.

RELACIÓN

CUADRADA TRIANGULAR

025.0 < f 4.00 3.60

44.0025.0 ££ f 4.10 – 5.20 f 3.70 – 4.50 f

69.045.0 ££ f 1.80 1.70

00.170.0 ££ f 1.30 + 0.70f 1.00 + f





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

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

SOLIDEZ FACTOR

29.0 £ f 0.67

79.030.0 f £ 0.67f +0.47

00.180.0 f £ 1.00

CÁLCULO DE PRESIONES EQUIVALENTES SOBRE LOS CABLES.

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

zac gcz qCFP 60.0 =

Donde:

· gcF Factor de respuesta dinámica del cable.

· acC Coeficiente de arrastre del cable igual a la unidad para el caso de cables.

· zq 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 haciaarriba, rigurosamente esta altura debería obtenerse en forma iterativa,suponiendo un valor inicial para calcular la velocidad, la presión, la flecha y elángulo con respecto a la vertical del plano donde se ubica el cable y la alturacorrespondiente al centroide.

El factor 0.60 se aplica con base en la recomendación de la norma lEC sección3.2.6.1.2 la cual considera que la acción acumulativa del viento sobre varios claros es la queproduce la tensión de los cables entre dos torres de tensión. Así mismo existe un estudioexperimental que demuestra que las fuerzas medidas en los puntos de sujeción de los cablesresultan cercanas a las calculadas aplicando este factor. No obstante, estos resultados todavía noson concluyentes.

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





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

dPW zv =

Donde:

· vW Fuerza actuante por unidad de longitud sobre el cable en la dirección

perpendicular al eje de la línea en Kg. /m.

· zP Presión dinámica equivalente sobre el cable en Km. /m2.

· 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 lascaracterísticas dinámicas de los cables y del viento, se calcula como:

÷÷

÷÷÷÷

ø

ö

çç

çççç

è

æ

÷

÷÷÷

ø

ö

ç

ççç

è

æ

+

÷ ø

öçè

æ+=

2

1

'

2

8.01

11086.121

1

s

z

gc

L

LzK

gF

a

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.

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





· sL 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.

· zV 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 puedetomarse de las figuras 12 a 35 según tensión. Cable conductor y velocidad regional, que presentanlas 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 aque es poco probable que todos los cables de una misma línea presenten simultáneamente suvalor de respuesta máxima ASCE propone también eliminar el término resonante, la cual esrazonable para los casos comunes de líneas de transmisión. Pero debe tenerse cuidado en losclaros 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 lascondiciones del flujo no afecten el valor promedio se recomienda emplear un valor de una hora.Este factor puede obtenerse con la siguiente expresión:

( )[ ]þýü

îíì

÷÷ ø

öççè

æ-=÷÷

ø

öççè

æ

2

12716.1

2

1 ln6226.01 t

tvI

t

t g z

Donde:

· ÷÷ ø

ö

ççè

æ

2

1 t

g z Factor de ráfaga entre velocidades promediadas sobre lapsos de

t1 y t2 segundos, adimensionales.

· ( ) vI Índice de turbulencia adimensional igual a : ( ) vI = v

n r





· v r 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 obtenercomo:

( ) xd

h

-÷ ø

öçè

æ=

zkvI

Donde xh ,, k son parámetros adimensionales, dependen de la turbulencia y de la

rugosidad del sitio; d es la altura gradiente en metros y z es la altura sobre el terreno a la que seencuentra 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 ráfagapara estos lapsos con respecto al horario gs (3/3600 y gz (600/3600 empleando las expresionesanteriores y finalmente el factor de ráfaga deseado es:

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷ ø

öçè

æ

÷ ø

öçè

æ

=÷ ø

öçè

æ

3600

600

3600

3

600

3

gz

gz

gz

TABLA 15. VALORES DE dxh ,,, k SEGÚN LA CATEGORÍA DEL TERRENO.

CATEGORÍA DEL TERRENO. 1 2 3 4

k 0.391 0.382 0.369 0.363

h -0.032 -0.054 -0.096 -0.151

x 0.295 0.265 0.227 0.195

d 245 315 390 455

EJEMPLO DE APLICACIÓN

Para determinar el factor de ráfaga entre las velocidades promediadas en lapsos de 3segundos y 10 minutos respectivamente para un punto localizado en terreno tipo 1 a una altura de25 metros. Como primer paso, debemos conocer la intensidad de turbulencia a la alturacorrespondiente. Para el terreno tipo 2 los parámetros tienen los siguientes valores:

382.0 = k 054.0 -= h 265.0 = x .315m = d





Así podemos calcular la intensidad de turbulencia con la expresión:

( )

xd

h

-÷ ø

öçè

æ=

zkvI ( )

173.0265.0315

00.25382.0

054.0

=-÷ ø

öçè

æ=

-

vI

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

[ ] 4742.1

3600

3ln173.06226.01

3600

3 2716.1 =þýü

îíì

÷ ø

öçè

æ-=÷

ø

öçè

æ z g

[ ] 1198.1

3600

600ln173.06226.01

3600

600 2716.1 =þýü

îíì

÷ ø

öçè

æ-=÷

ø

öçè

æ z g

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

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷ ø

öçè

æ

÷ ø

öçè

æ

=÷ ø

öçè

æ

3600

600

3600

3

600

3

gz

gz

g z = 316.11198.1

4742.1 =úû

ùêë

é





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

FACTOR DE RÁFAGA DE

3s-10min.


3s-1hora.

C T E G O R Í D E L T E R R E N O

LT.

(mts) 1 2 3 4 1 2 3 4 1 1.31283 1.48750 1.81172 2.25192 1.46815 1.78113 2.49721 3.905322 1.29159 1.44860 1.73636 2012989 1.43289 1.70766 2.31211 3.446983 1.27940 1.42635 1.69322 2.05890 1.41289 1.66664 2.21172 3.207494 1.27085 1.41079 1.66309 2.00891 1.39899 1.63839 2.14383 3.049285 1.26428 1.39886 1.64001 1.97040 1.38836 1.61696 2.09301 2.932886 1.25895 1.38920 1.62134 1.93916 1.37977 1.59975 2.05265 2.841687 1.25447 1.38109 1.60570 1.91292 1.37258 1.58542 2.01932 2.767238 1.25061 1.37412 1.59225 1.89032 1.36641 1.57315 1.99103 2.704659 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 2.6038811 1.24148 1.35767 1.56060 1.83700 1.35188 1.54449 1.92567 2.5622612 1.23901 1.35322 1.55206 1.82259 1.34796 1.53679 1.90833 2.5249813 1.23674 1.34914 1.54424 1.80938 1.34437 1.52977 1.89256 2.4912814 1.23465 1.34539 1.53703 1.79722 1.34106 1.52331 1.87811 2.4605915 1.23270 1.34190 1.53035 1.78594 1.33800 1.51733 1.86481 2.4324416 1.23089 1.33865 1.52413 1.77543 1.33514 1.51178 1.85248 2.4064817 1.22919 1.33560 1.51831 1.76560 1.33246 1.50659 1.84100 2.3824218 1.22759 1.33274 1.51284 1.75636 1.32995 1.50172 1.83027 2.3600119 1.22608 1.33004 1.50769 1.74766 1.32758 1.49714 1.82020 2.3390620 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 2.3009122 1.22201 1.32276 1.49382 1.72421 1.32120 1.48483 1.79329 2.2834623 1.22078 1.32057 1.48964 1.71715 1.31928 1.48113 1.78524 2.2669424 1.21960 1.31847 1.48565 1.71041 1.31744 1.47760 1.77759 2.2512725 1.21848 1.31646 1.48183 1.70397 1.31568 1.47423 1.77029 2.2363726 1.21739 1.31454 1.47817 1.69780 1.31400 1.47100 1.76331 2.2221827 1.21636 1.31569 1.47467 1.69187 1.31238 1.46791 1.75664 2.2086328 1.21536 1.31091 1.47129 1.68618 1.31082 1.46494 1.75025 2.1956929 1.21440 1.30920 1.46805 1.68070 1.30933 1.46208 1.74411 2.1832930 1.21347 1.30755 1.46492 1.67543 1.30788 1.45932 1.73821 2.1714031 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 2.1490133 1.21087 1.30292 1.45617 1.66067 1.30384 1.45163 1.72178 2.1384434 1.21005 1.30148 1.45344 1.65607 1.30258 1.44923 1.71668 2.1282535 1.20926 1.30008 1.45080 1.65161 1.30136 1.44691 1.71175 2.11842






3s-10min.


3s-1hora.

C T E G O R Í D E L T E R R E N O

LT.

(mts)

1 2 3 4 1 2 3 4

36 1.20850 1.29872 1.44823 1.64729 1.30017 1.44466 1.70698 2.1089337 1.20776 1.29741 1.44574 1.64310 1.29902 1.44248 1.70236 2.0997538 1.20703 1.29612 1.44333 1.63903 1.29790 1.44036 1.69787 2.0908739 1.20633 1.29488 1.44098 1.63507 1.29681 1.43831 1.69353 2.0822740 1.20564 1.29367 1.43869 1.63122 1.29576 1.43630 1.68931 2.0739341 1.20498 1.29248 1.43647 1.62748 1.29472 1.43436 1.68520 2.0658442 1.20433 1.29133 1.43430 1.62383 1.29372 1.43246 1.68122 2.0579943 1.20369 1.29021 1.43219 1.62027 1.29274 1.43061 1.67733 2.0503644 1.20307 1.28912 1.43012 1.61681 1.29179 1.42881 1.67356 2.0429545 1.20247 1.28805 1.42811 1.61343 1.29085 1.42706 1.66987 2.0357346 1.20188 1.28700 1.42615 1.61013 1.28994 1.42534 1.66629 2.0287247 1.20130 1.28598 1.42423 1.60691 1.28905 1.42367 1.66279 2.0218848 1.20073 1.28498 1.42236 1.60376 1.28818 1.42203 1.65937 2.0152249 1.20018 1.28401 1.42053 1.60068 1.28733 1.42043 1.65603 2.0087250 1.19964 1.28305 1.41873 1.59767 1.28650 1.41887 1.65278 2.0023951 1.19911 1.28212 1.41698 1.59473 1.28568 1.41734 1.64959 1.9962152 1.19859 1.28120 1.41526 1.59184 1.28488 1.41584 1.64648 1.9901753 1.19808 1.28030 1.41358 1.58902 1.28410 1.41437 1.64344 1.9842754 1.19758 1.27942 1.41193 1.58626 1.28333 1.41294 1.64046 1.9785155 1.19709 1.27856 1.41032 1.58355 1.28258 1.41153 1.63754 1.9728756 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 1.9619758 1.19568 1.27607 1.40565 1.57573 1.28041 1.40747 1.62914 1.9566959 1.19523 1.27527 1.40416 1.57322 1.27971 1.40617 1.62645 1.9515260 1.19478 1.27448 1.40269 1.57076 1.27903 1.40489 1.62382 1.94646





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

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





Figura No. 26FACTOR DE RESPUESTA DINAMICA CONDUCTOR

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































































































EJEMPLO DE APLICACIÓN

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

TORRES PARA LINEAS DE SUBTRANSMISION Y TRANSMISION

CALCULO DE PRESIONES DE VIENTO PARA TORRE 4BR2

MEMORIA DE CALCULOPROYECTO: 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 toma2/3 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 S OBRE E L NIVEL DEL M AR HSNM = 1842.0VELOCIDAD REGIONAL MAXIMA V50 = 118.0 km/h.

VELOCIDAD REGIONAL MÍNIMA V10 = 103.0 km/h.

2.- CALCUL O DE PRESIONES DE VIENTO A PAR TIR DE LA VELOCIDAD REGIONAL

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

categor ias ά δ

ά

c Valores ά ά = 0.128 adimencional

1 0.099 245 0.121 Valores δ δ = 315 adimencional2 0.128 315 0.164 Valores άc άc = 0.164 adimencional

3 0.156 390 0.216 Factor de exposicion Fά = 1.1798 adimencional4 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 0.96951000 89.92 675 0.9082 PRESION DINAMICA DE BASE

1500 84.66 635 0.8550

qz50 = 76.53 kg/m2

qz 50 = 0.7511 (kPa)

2000 79.99 600 0.8079

qz10 = 58.31 kg/m3

qz 10 = 0.5723 (kPa)

2500 75.33 565 0.7608

qz

red

= 14.58 kg/m4 qz

red

= 0.1431 (kPa)3000 70.66 530 0.71363500 65.99 495 0.6665

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

categor ias 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 adimencional3 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

categor ias 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)

P

red

= 41.70 kg/m4 P

red

= 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

P red = 5.41 kg/m4 P red = 0.0531 (kPa)

.1010

56.1 mZsiF < ¾® ¾úû

ùêë

é=

a

da

.1056.1 dd

a

a

<< ¾® ¾úû

ùêë

é= Zsi

zF

.56.1 da < ¾® ¾= zsiF

E L E

C T R

I C I D

A D

P AR A E L P R

O G

R E S O

E D

ME X ICO

ïï

þ

ïï

ý

ü

ïï

î

ïï

í

ì

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

÷

ø

öç

è

æ+

÷ ø

öçè

æ+=

2/1

2

563.01

110**86.121

1"

Ls

hohoK

gzFgt

a

ïï

þ

ïï

ý

ü

ïï

î

ïï

í

ì

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

÷ ø

öçè

æ+

÷ ø

öçè

æ+=

2/1

2

8.01

110**86.121

1"

Ls

LzK

gzFg c

a





CONDICIONES BÁSICAS DE CARGA.

En general, las condiciones básicas de carga que deben considerarse para el diseñoestructural de torres para líneas de subtransmisión y transmisión, son las que se proporcionan conlos 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 delproyecto, cambios de dirección de la línea y tendido.

Las condiciones de carga empleadas para el análisis de las estructuras de soporte seidentifican de acuerdo con la Especificación CFE J1000-50 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 yaccesorios.

· 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 yhielo acumulado en estos.

· PVM Cargas verticales debidas al personal y su equipo respectivo, aplicadasen 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 deguarda 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 lasdirecciones que produzcan la carga máxima sobre la torre).

· CT Componente transversal producida por la tensión máxima de los cablesdebida a la deflexión de la línea.





CARGAS POR PESO PROPIO.

Aunque por naturaleza son permanentes estas cargas varían de una estructura desoporte 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 porunidad de longitud que es prácticamente constante y el claro de peso el cual puede variar deacuerdo con el espaciamiento y elevación de tales estructuras y la tensión del conductor. En todoslos casos, el claro de peso de un tipo dado de estructura de soporte tiene asignado un valormáximo 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 cuandose 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) secalcularán mediante el procedimiento descrito en los capítulos anteriores. De acuerdo con laimportancia que se haya asignado a la línea se definirá el periodo de retorno adecuado y. con baseen el mapa de isotacas correspondiente, se definirán las velocidades regionales para los diferentestramos 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.





CARGAS CONSIDERANDO HIELO.

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

·VCH Carga por viento reducido que actúan sobre los cables conductores y deguarda en los cuales se ha acumulado hielo.

Para el caso de estructuras en deflexión, primeramente debe proyectarse la velocidaddel viento en la dirección perpendicular a los cables, con esta velocidad proyectada se obtienen laspresiones correspondientes y de aquí las fuerzas que se transmiten a los puntos de soporte delos cables. Posteriormente estas fuerzas se proyectan en las direcciones longitudinal y transversalde 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 desoporte de líneas de transmisión para que tenga una adecuada seguridad durante las operacionesde construcción mantenimiento. Se requiere un cuidado especial durante estas operaciones porqueson las ocasiones en las que es más probable que la falla de un componente de la línea causepérdidas de vidas. Estas cargas deben considerarse como medidas preventivas de naturalezadeterminística.

Todos los componentes sometidos a cargas significativas durante las operaciones deconstrucción y de mantenimiento deben diseñarse con un margen de seguridad adecuado, de

manera que prácticamente no haya probabilidad de exceder su magnitud bajo operacionesnormales

Las prácticas de construcción y mantenimiento deben regularse para eliminar cargasinnecesarias y temporales, que de otra manera demandarían un reforzamiento costoso de lasestructuras.





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

En el caso de cargas por construcción de las torres autosoportadas es poco probableconocer con anticipación las fuerzas resultantes, debido a que estas dependen del procedimientoconstructivo, este puede no suceder en las torres con retenidas de circo etc. Por tanto, elconstructor deberá comprobar que las fuerzas que resulten del método de erección empleado seanmenores que las establecidas en los árboles de carga y para esto, es necesario que el diseñadorproporcione dichos árboles de carga al constructor.

Por otra parte, dado que los procedimientos de erección frecuentemente imponencargas dinámicas y désbalanceadas, la resistencia de todos los puntos de levantamiento de cablesy de todos los componentes se verificaran considerando al menos el doble de la intensidad de lascargas estáticas producidas por el método de construcción utilizado, si las operaciones secontrolan 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 loscables de guarda pueden producirse tensiones que excedan se producen incrementos los valoressupuestos momentáneos de tensión cuando las juntas en los cables llegan a las poleas o si lasmaquinas para tendido llegan a comportarse erráticamente. Asimismo la técnica usual para tensaruna sección de varios kilómetros aplica una secuencia de sobre tensiones y relajaciones. Latensión será mayor en la parte más alta de una sección de tensado larga e inclinada, aquí puedeser importante la componente vertical de la carga. La colocación del equipo de tendido o deanclajes temporales puede aumentar el ángulo vertical.

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

CARGAS POR MANTENIMIENTO.

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

· PVM Cargas verticales debidas al personal y su equipo respectivo, aplicadasen las combinaciones de carga de tendido.

· PM Cargas verticales debidas al mantenimiento.





Las cargas anteriores se especifican debido a que durante las maniobras de izamientoo descenso de alguna fase se incrementan los claros de peso de las estructuras de soporteadyacentes y la tensión mecánica en la fase donde se efectúa la maniobra. Por ello, todos lospuntos 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 efectuarlas 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 diseñoestructural de torres y postes de líneas de transmisión son las siguientes:

a) Cargas que actúan directamente en la estructu ra.

· 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 delhielo que se acumule en estos.

· Por la acción del viento sobre los cables

· Por tensiones mecánicas desbalanceadas en los cables (proyectadas en lasdirecciones que produzca la carga máxima sobre la estructura). Debido acambios de dirección de la línea maniobras y requerimientos para contenerfallas 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 condicionesbásicas de carga que se considera, tienen una alta probabilidad de ocurrir simultáneamente. En laespecificación CFE J1000-50 se establecen las combinaciones de carga que deben aplicarse parael diseño estructural de torres para líneas de subtransmisión y transmisión.

TABLA No 17 COMBINACIONES Y FACTORES DE CARGA SEGÚN

CFE J1000-50

COMBINACIONES DE CARGA COMBINACIONES DE CARGA

Vto

a Normal con viento regional máximo (PE+VE+VA+VC+TC+CT)*(FCG)+(PA+PC)*FCV VMb Tendido (suspensión) (PE+VE)*(FCG)+(PA+PC)*1.5+(VA+VC+TC+CT)*1.1+PVM VRc Tendido (deflexión y remate) (PE+VE+VA+VC+TC+CT)*(FCG)+(PA+PC)*1.5+PVM VRd Mantenimiento PM VRe Normal con hielo (PE+VE+VA+VCH+TC-CT)*(FCG)+(PA+PCH)*FCV VR





CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA EL CÁLCULO DE CARGAS.

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

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

B) Se incluye el factor de carga global (FCG) que permite coordinar la resistencia mecánicaentre 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 tensionesmecánicas de los cables aplicadas en la dirección de estos, es decir en la dirección de lalínea de transmisión y deben siempre proyectarse en las direcciones longitudinal ytransversal de la torre. En esta forma TC define a las fuerzas aplicables para torres desuspensión, deflexión y remate.

D) Las combinaciones de carga “b y c” “tendido”, se establecen para proporcionar un margende 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, paralas torres de suspensión, las cargas transversales y longitudinales se multiplican por unfactor de seguridad de 1,1; para torres de deflexión y remate estas mismas cargastransversales y longitudinales se aplica el factor de carga global y agrando además entodos los casos las siguientes cargas verticales PVM en el punto donde se considere lamaniobra de tendido: 7kN para fases de 230 y 400kV; 5kN para fases de 115kV; 3kNpara cables de guarda.

E) Con el fin de dar mantenimiento en las torres de suspensión a las cadenas de aisladoresen “V”, se considera una carga vertical concentrada PM, la cual se aplica en el ejelongitudinal de la cruceta o trabe y al centro de la cadena en “V”. En la crucetacorrespondiente o traba que se aplica esta carga, no se combina en ese punto con algunaotra carga; en las otras crucetas o trabe se consideran las cargas de tendido. Las cargasverticales 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 zonasen las que se tenga evidencia confiable de la aparición periódica de hielo sobre cables enlíneas 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/m3.Para esta misma combinación, en la Tabla No 17 se emplea la notación PCH y VCH paraenfatizar la recomendación de considerar el espesor del hielo acumulado para evaluar elpeso 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 lastorres de deflexión y remate, para las combinaciones de carga normales, se debe aplicaren uno de los extremos de las crucetas rectangulares y trabe (si existe), cruceta triangulary de guarda, la carga longitudinal desbalanceada que resulte de un análisis de flechas ytensiones 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 unaproporción mas desfavorable de 75 y 25% en claros adyacentes se debe efectuar elanálisis para esas condiciones y realizar el refuerzo necesario en las estructuras queaplique.

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





· Crucetas rectangulares y trabe.

· En uno de los extremos de las crucetas rectangulares y trabe, se cuantifica lafuerza vertical ascendente para condiciones normales, con un análisis de flechas ytensiones.

·En el otro extremo se aplica una carga vertical descendente correspondiente a laparte proporcional de la suma de las cargas verticales, para las condicionesnormales, indicadas en los diagramas de cargas.

· Las cargas verticales así calculadas se combinan con las cargas transversalesindicadas en los diagramas de cargas, para las condiciones normales y con lascargas longitudinales desbalanceadas que resulten del análisis de flechas ytensiones.

· Crucetas triangulares y de guarda.

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

· Estas cargas se combinan con las cargas transversales indicadas en losdiagramas de cargas y con las cargas longitudinales que resulten del análisis deflechas 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 estructurasde torres, postes, estaciones y subestaciones eléctricas, ya que cuenta con el personal, tecnologíay experiencia que garantizan la factibilidad en el diseño.

El resultado de este análisis se proporciona en diagramas o en su defecto en árbolesde 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 noexcedan las resistencias últimas especificadas.

En este caso la estructura se analiza elásticamente pero bajo cargas de serviciomultiplicadas 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 Loadand Resístanse Factor Design. El objetivo de este manual fue facilitar la puesta en marcha dela"nueva especificación AISC, titulada Load and Resístanse Factor Oesign Specification forStructural Steel Buildings, basada en la teoría de la confiabilidad.

FIGURA No. 50 DIAGRAMA DE ESFUERZO – DEFORMACION UNITARIO

RESISTENCIA ULTIMA

LIMITE SUPERIOR DEFLUENCIA (Fy)

PUNTO DE RETURA

CARGAS DE DISEÑO = CARGAS DE SERVICIO * FC

MODULO DE ELASTICIDAD

ZONA PLASTICACOMPRENDE DESDE EL LIMITE DE PROPORCIONALIDAD HASTA EL PUNTO DE ROTURA

DEFORMACION

ZONAPLASTICA

Fu

Fy

0

( k g / c m

) 2

26/10039.2/ cmkgxTan == esa

MATERIALES.

El acero es un material muy variable y en la actualidad se produce en cientos degrados y tipos. Para uso estructural, sin embargo, se ajusta, por lo común a un número limitado degrados 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 sedesigna como fy. La mayoría de los esfuerzos admisibles de diseño se basan en este valor. El otroesfuerzo limitante es el esfuerzo último o máximo a la tensión Fu, en el cual se basan algunosesfuerzos de diseño. Para algunos grados el esfuerzo último se da como un intervalo en lugar deun solo valor, en cuyo caso se aconseja utilizar el menor valor de diseño, a menos que un valormayor 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

)

A-36 2530 4080-5620 A572-G50 3520 4574 A572-G60 4220 5278 A572-G65 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 zonaelástica.

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 quegeneran 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 ACEROSUSADOS EN EL DISEÑO DE TORRES AUTOSOPORTADAS.

A572 - 60 ksi A572 - 50 ksi

ASTM A-36

LIMITE SUPERIOR DE FLUENCIA(Fy)

LIMITE INFERIOR DE FLUENCIA

LIMITE ELASTICO DE PROPORCIONALIDAD

E = 21*10 kg / cm26

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1000

7000

9000

9843

0 . 0

5

0 . 1

0

0 . 1

5

0 . 2

0

0 . 2

5

0 . 3

0

0 . 3

5

0 . 4

0

E S F U E R Z O

K g / c m

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 lasmismas condiciones de carga. Ambos diseños deben cubrir los procesos de: diseño, elaboraciónde 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 A-36fy mín. = 3520 Kg./cm2 ASTM A572 G-50

REQUERIMIENTOS MÍNIMOS El espesor mínimo permitido de acuerdo a la especificación CFE-J1000-50-2002.

Elementos principales 4.8 mm

Crucetas 4.8 mmResto 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 deruptura.

RELACIÓN DE ESBELTEZ MÁXIMA.

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

úû

ùêë

é= r

KLl 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 detorres K = 1.

TABLA No. 19 RELACIÓN DE ESBELTEZ MAXIMA.

TIPO DE MIEMBRO. RELACIÓN DE

ESBELTEZ. Miembros Principales 150Crucetas 150Secundarios (Conesfuerzos Calculados)

200

Redundantes 250Miembros de Tensión 500




CAPITULO IV. - 92 -

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

Se pretende que el elemento sea lo suficientemente resistentes para soportar lassolicitaciones a que estará sujeto sin dejar de pensar en la economía de la estructura, por lo que sebuscara 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 afectelas condiciones económicas y de estabilidad de la torre.

PROPIEDADES DE LAS SECCIONES.

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

Características geométricas necesarias a utilizar en el diseño de ángulos.

Área.Momentos de Inercia en x-x, y-y y z-z.Radio de giro en x-x, y-y y z-z.Módulo de sección.Centroides.

FIGURA No. 52 ANGULO DE LADOS IGUALES.

R

Z

X

Z

X

Y

Xg

b

t

GRAMIL

b

Donde:b =Ala o patín.




CAPITULO IV. - 93 -

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

MOMENTO DE INERCIA.

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

2 AzIIo +=

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 laforma de la sección transversal, es un índice de la rigidez de una sección sujeta a compresión, seexpresa así:

A

Ir =

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 alejadadel eje neutro y se expresa con el símbolo "S".

c

IS =

Donde:

S = Módulo de secciónI = Momento de inerciac = Distancia a la fibra mas alejada.

Con frecuencia sucede que es necesario determinar la posición del centroide y ello selogra más fácilmente por medio de matemáticas. El momento estático de un área plana conrespecto 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 posicióndel centroide.

MIEMBROS EN COMPRESIÓN.

Para el dimensionamiento de los elementos estructurales resistentes, se adoptan lasrecomendaciones 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 decapacidades de columnas sujetas a carga axial de compresión de A.I.S.C en su capitulocorrespondiente a las especificaciones para diseño, fabricación y montaje de edificios conestructuras de acero, las cuales han sido dirigidas principalmente a los perfiles estructurales que seutilizan comúnmente en edificios o estructuras similares, de acuerdo a las investigaciones de laC.RC. (Column Research Council).

La falla en un miembro estructural sujeto a una carga axial de compresión se puedepresentar 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 cualquierelemento estructural recto sujeto a una fuerza axial de compresión. Puesto que la capacidad decarga de una columna es inversamente proporcional a su relación da esbeltez (KL/r), es necesariomantener este valor tan bajo como sea posible con el objeto de no reducir su capacidad acompresión debido al fenómeno de pandeo.

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

En el caso de ángulos, la sección óptima será aquella que a un momento de inerciadado 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 aladel ángulo se comporta como una columna, cuya alta relación de esbeltez (b/t) propicia el colapsode la sección para cargas menores que las correspondientes para el pandeo total.

Pandeo General del Elemento.

Pandeo Inelástico.

Fy

Cc

r

KL

Fa

úúú

úú

û

ù

êêê

êê

ë

é÷ ø

öçè

æ

-= 2

2

2

1 Si Cc

r

KL £




CAPITULO IV. - 95 -

Pandeo Inelástico.

úú

úúú

û

ù

êê

êêê

ë

é

÷ ø

ö

çè

æ=

2

20124025

r

KLFa Si Cc

r

KL ³

Fy

ECc

22p =

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 ancho-espesor límite esta dada por:

Fyt

bw 81.670

lim

=÷ ø ö

çèæ

Donde:

bw =Distancia medida sobre el patín desde el extremo del ángulo en donde comienza la curvaturadel 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 ancho-espesor límite la ecuación del pandeo inelástico se debenmodificar sustituyendo fy por el valor Fcr dado por la siguiente expresión.

Fy

t

bw

t

bw

Fcr

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷

ø

öç

è

æ

÷ ø

öçè

æ

-=

lim

677.0677.1 Si Fyt

bw

t

bw 46.1207

lim

£÷ ø

öçè

æá÷ ø

öçè

æ

úúúúú

û

ù

êêêêê

ë

é

÷ ø

öçè

æ=

2

667945

t

bwFcr Si

Fyt

bw 46.1207 ñ÷

ø

öçè

æ

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

FaACt

£ Si rige pandeo general

FcrAC t £ Si rige pandeo local

Donde:

C = Compresión actuante (kg).

At = Área total del ángulo (cm2).




CAPITULO IV. - 97 -

FIGURA No. 54 GRAFICA DE RESISTENCIA DE COLUMNAS

PANDEO INELASTICO PANDEO ELASTICO

DISEÑO PORRESISTENCIA

ULTIMA

ESF. DE PANDEOEN EL LIM. FY.

COLUMNAS DE LONGITUD INTERMEDIA COLUMNAS LARGASCOLUMNAS

CORTAS

Fa = Fy

Fa

Fy

Fy

2

KL

rL

r

Cc

Fy

Cc

r

KL

Fa

úúúúúú

û

ù

êêêêêê

ë

é

÷÷ ø

öççè

æ

-= 2

2

2

1 2

2

÷÷ ø

öççè

æ==

r

KL

EFcrFa

p

En la curva de capacidades de carga-relación de esbeltez, (Gráfica) la separaciónentre ambos rangos la marca el valor KL/r = Cc (relación de esbeltez efectiva para el cual elesfuerzo 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 suinvestigación a la sección estructural en ángulo, ha introducido ciertas reducciones de

la capacidad de carga por conceptos de esfuerzos residuales (generados durante el proceso delaminación), 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 laaparición de fuertes deformaciones, independientemente de que los esfuerzos hayan ó no llegadoal 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 ésteintervalo.

El fenómeno de pandeo no es un problema de esfuerzos, sino de estabilidad, por esarazón las fórmulas originales que representan este fenómeno se refieren a cargas criticas no aesfuerzos, 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” 3.207/8” 22.22 1/8” 3.201” 25.40 1/8” 3.20

1 ¼” 31.75 3/16” 4.71 ½” 38.10 3/16” 4.71 ¾” 44.45 ¼” 6.35

2” 50.80 ¼” 6.352 ½” 63.50 ¼” 6.35

3” 76.20 5/16” 7.904” 101.60 3/8” 9.505” 127.00 ½” 12.706” 152.40 ½” 12.707” 177.80 ½” 12.70

8” 203.20 5/8” 15.87510” 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 unaserie de recomendaciones para las diferentes condiciones de soporte que pueda tener en losextremos 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 4.7-5 1 L/r 120/0 ££ rL

4.7-6 2 30+0.75 ( L/r) 120/0 ££ rL

4.7-7 3 60+0.5 (L/r) 120/0 ££ rL

4.7-8 4 L/r 200/120 ££ rL

4.7-9 5 28.6+0.762 ( L/r) 225/120 ££ rL

4.7-10 6 46.2+0.615 (L/r) 250/120 ££ rL

*CURVAS A.S.C.E




CAPITULO IV. - 99 -

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

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

1200 ££= r

KL para

r

L

r

KL

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

OTRO EXTREMO EMPERNADO EN AMBAS CARAS.




CAPITULO IV. - 100 -


120075.030 ££+= r

KL para

r

L

r

KL

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


120050.060 ££+= r

KL para

r

L

r

KL

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

200120 ££ 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 ambosextremos. 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).

Ccr

KLFypara

Cc

rKLFa £

úúû

ù

êêë

é÷ ø

öçè

æ-= *

/

2

11

2





Donde: Fy

Cc 12

p =

Ccr

KL para

r

KLFa ³

÷ ø

öçè

æ=

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

28062960

33673500

F a

( K g / c m

) 2

50 100 120 150 200 250

CURVA 1

CURVA 2

CURVA 3

CURVA 4CURVA 5

CURVA 6

ACERO A572 f`y = 3500 kg/cm2

KLr





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

150 Para los elementos principales200 Para los elementos secundarios250 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 estructuraes el elemento estructural mas eficiente y de diseño mas sencillo,. su eficiencia se debe a que lafuerza axial produce esfuerzos constantes en todo el material que lo compone de tal manera quetodo puede trabajar al esfuerzo máximo permisible y, además, que las barras en tensión no sepandean, por lo que no hay fenómenos de inestabilidad que son críticos, con frecuencia, enelementos estructurales de acero con otras condiciones de carga.

El diseño consiste en comparar el esfuerzo, igual al cociente de la fuerza de trabajoentre 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 axialesta dada por las siguientes expresiones:

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

Ft = Fr * Fy * At





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 determinadapor el área total de la sección, menos el área definida por el diámetro del barreno y el espesor delmaterial. La diferencia entre los factores de resistencia Fr especificados para las dos formas defalla refleja la tendencia general, en el diseño de estructuras, de contar con factores de seguridadmayores 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 delgrueso por el ancho de todos los elementos (patines, almas, placas). En ángulos, el ancho se tomaigual 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 quese pierde por los agujeros. Se obtiene sumando los productos del grueso de cada una de laspartes 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 deltornillo, 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 cadaparte 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 enzigzag, 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 netode cada parte, correspondiente a cada trayectoria, se obtiene restando del ancho total la suma delos anchos de todos los agujeros que se encuentran en la trayectoria escogida, y sumando, paracada espacio entre agujeros consecutivos, la cantidad de 2/4g, donde "s" es la separaciónlongitudinal, centro a centro, entre los dos agujeros considerados (paso) y "g" es la separacióntransversal, 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.





La distancia transversal entre agujeros situados en alas opuestas es igual a la suma delos 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 elmaterial 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 elárea total de la sección, menos el área definida por el diámetro del barreno y el espesor delmaterial. (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 dela cabeza deberá usarse tomillo maquina hexagonal estándar y galvanizado por inmersión encaliente.

FIGURA No. 59 AREA Y CARACTERISTICAS DE LOS TORNILLOS.

A

A

B

B

CABEZA

CABEZA

ROSCA

TUERCAROSCA

TUERCA

LONGITUD DEL TORNILLO

AGARRE

ROLDANADE PRESION

Seccion B-B

Seccion A-A

CARACTERISTICAS DE LOS TORNILLOS AREAS DE TRABAJO DE UN TORNILLO

De la sección A-A. Área total a cortante = Área Nominal.

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





29743.0

4 úû

ùêë

é-=

nDAt

p

Donde:

At = Área a tensión (pulgadas2).

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 1.46¾” 19.050 2.85 1.95 2.15

7/8” 22.225 3.88 2.70 2.981” 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 3Tornillos

N X N X 13 (1/2”) 3155 4086 4245 662816 (5/8”) 5062 6404 6833 1037419 (3/4”) 7559 9194 10192 1491422 (7/8”) 10510 12530 14142 2031725 (1”) 13802 16367 18614 26536

Donde:

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





TABLA No 26 RESISTENCIA A TENSIÓN EN Kg.

Φ Torn illos TIPO O TIPO 1,2 Y 3 13 (1/2”) 4767 774116 (5/8”) 7582 1230319 (3/4”) 11214 1820522 (7/8”) 15527 2517425 (1”) 20362 33006

La resistencia a tensión esta basada en el área As en el área roscada y calculada conla expresión anterior (At) además esta en tipo 0 Fu = 5207 Kg/cm2 y en tipo 1, 2y3 Fu = 8444Kg/cm2.

TIPOS DE JUNTAS ATORNILLADAS

Dependiendo de la forma de transmitir las carga de los elementos conectados a lostornillos 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 = (f 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 resistenciafriccionante).





FIGURA No 60 GRÁFICA ESFUERZO CORTANTE – DESLIZAMIENTO.

HIPOTESIS DE DISEÑO

Como apuntamos en párrafos anteriores el análisis riguroso de una junta (1) es de tipohiper estático y por ende el diseño basado en este análisis resultaría sumamente complicado. Poresto 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.





b) Se considera que los tornillos llenan completamente los agujeros en que se alojan (esto significaque 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 lostornillos. 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 comportaplásticamente generándose entonces una redistribución plástica de esfuerzos y en estascondiciones 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)





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.





FIGURA No 62 FALLA POR SECCIÓN INSUFICIENTE.





FIGURA No 63 FALLA POR APLASTAMIENTO ENTRE TORNILLO Y PLACA.

FIGURA No 64 FALLA POR DISTANCIA INSUFICIENTE AL BORDE

l

UNA VARIANTE DE ESTE TIPO DEFALLA ES POR DISTANCIA MUYPEQUEÑA ENTRE TORNILLOS

S SMIN = 2 2/3 ft (PREFERENTE 3ft)

ft Xt





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 yproyectar eficazmente en el menor tiempo, ya que en el presente este ultimo factor influye amejorar 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 detorres de transmisión eléctrica.

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

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





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





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

FIGURA No 66 SEGUIMIENTO PASO A PASO PARA RECLAMAR EL ARCHIVO CONLA 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 conel mismo nombre.

Import

Import HelpCancel

3D DXF

QSE ASA

Stardyne

Al abrir este menú nos muestra una serie de opciones para este caso seleccionamos la opción de3D DXF y tecleamos la opción Import el cual nos abre la opción Abrir.

Abrir

TESISBuscar en: Busca ren: Busca ren: Bu scaren :Busca ren: Busca ren: Bu scaren :Busca ren: Busca ren: Bu scaren :

Busca ren: Busca ren: Bu scaren :Busca ren: Busca ren: Bu scaren :Busca ren: Busca ren: Bu scaren :Busca ren: Busca ren: Bu scaren :Busca ren: Busca ren: Bu scaren :

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 elprograma 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.





DXF Import

OK HelpCancel

No Change

Y Up

Z Up

Structure Convention

En el menú DXF Import nos permite elegir cambios geométricos en la estructura o mantener laestructura 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 elanálisis de estructuras unidades de longitud y unidades de fuerza para el caso de tesis se tomometros y toneladas metro al teclear la opción “OK el programa automáticamente reconoce latanto coordenadas como incidencias las cuales como resultado nos da la geometría de laestructura a analizar.





Guardar como

TESISBuscar en: B usc aren: B usc aren :B u sca re n:B usc aren: B usc aren :B u sca re n:

B usc aren: B usc aren :B u sca re n:B usc aren: B usc aren :B u sca re n:

B usc aren: B usc aren :B u sca re n:

B usc aren: B usc aren :B u sca re n:B usc aren: B usc aren :B u sca re n:B usc aren: B usc aren :B u sca re 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 STAADPRO2003 este archivo se guarda con la extensión (*.std).

Abrir

TESISBuscar en: B uscaren : Busc aren: Bus caren:B uscaren : Busc aren: Bus caren:B uscaren : Busc aren: Bus caren:B uscaren : Busc aren: Bus caren:B uscaren : Busc aren: Bus caren:B uscaren : Busc aren: Bus caren:B uscaren : Busc aren: Bus caren:B uscaren : Busc aren: Bus caren:

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 laextensión (*.std ) al entrar al archivo con el programa podemos modificar e introducir datosimportantes como cargas, dimensiones, secciones de elementos estructurales, propiedades de losmateriales, etc. Los cuales nos permiten agilizar, economizar y diseñar adecuadamente laestructura en estudio.





TABLA No 27 PROPIEDADES PRISMATICAS DE LOS PERFILES QUE SEUTILIZAN 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 L606014

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 elprograma Staad Pro2003.





TOPOLOGIA

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





REVISIÓN DE ELEMENTOS ESTRUCTURALES

EN LA TORRE

POR LA COMBINACIÓN DE LAS CARGAS DE

DISEÑO

PROGRAMA

STAAD PRO versión 2003

LRFD)





****************************************************

* *

* 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 08-FEB-05

4. END JOB INFORMATION

5. INPUT WIDTH 79

6. UNIT METER MTON7. 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; 2819.1 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 20.357722. 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





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

11.105330. 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 1019.4386

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 2513.2132

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 -2.84E-014 39.85 19.1; 143 -2.84E-014

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 49; 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





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 6561. 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; 12578 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 1104; 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 9981. 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





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 11989. 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 9785

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 94109. 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





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 13117. 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. *


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 INFERIOR144. *


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





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 LI44X5173. *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


185. 96 110 114 130 223 226 229 232 TABLE ST L50508186. 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



199. 141 143 145 147 283 TO 286 TABLE ST L606014200. *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


212. 299 TO 302 TABLE ST L606014213. *DIAGONALES*

214. 63 64 80 81 101 103 119 125 TABLE ST L40406

215. *

216. *NIVEL +5 -TRAMO II



219. 142 144 146 148 TABLE ST L606014

220. *DIAGONALES*

221. 76 77 84 86 106 113 122 132 TABLE ST L404010





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 VERTICALES230. 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. *


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 ALL243. 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 -458255. 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 -458268. 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





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 -4253.5285. 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 -3119298. 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 -3215.5312. 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 60325. 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





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 1592342. 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 1592355. 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 459.5369. 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 MEDIO381. 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 )





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 1.1398. 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/ 4ORIGINAL/FINAL BAND-WIDTH= 138/ 17/ 108 DOF

TOTAL PRIMARY LOAD CASES = 19, TOTAL DEGREES OF FREEDOM = 834

SIZE OF STIFFNESS MATRIX = 91 DOUBLE KILO-WORDS

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 338409. 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 170421. 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





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 322438. 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 186465. 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





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 192495. 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


506. KY 1 MEMB 96 110 114 130

507. KY 0.33 MEMB 223 226 229 232508. 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 267268 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


532. KY 0.5 MEMB 141 143 145 147 283 TO 286533. 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*





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 VERTICALE550. 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


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 126563. 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


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





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


4.38 T 0.00 0.00 5.37

3 ST L50 508 PASS COMPRESSION 0.394 1325.02 C 0.00 0.00 1.90


3.95 T 0.00 0.00 1.90

5 ST L50 508 PASS COMPRESSION 0.500 19

31.71 C 0.00 0.00 1.90


2.21 T 0.00 0.00 1.90

7 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-C 0.090 15

5.92 C 0.02 0.07 2.20

8 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-C 0.119 14

5.83 C -0.09 0.10 2.20

9 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.234 16

11.80 C 0.01 -0.03 2.20

10 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.217 12

11.24 C 0.00 -0.02 2.20


9.01 C 0.00 0.00 4.39







FX MY MZ LOCATION

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


8.41 C 0.00 0.00 4.39


7.94 C 0.00 0.00 4.39


9.35 C 0.00 0.00 4.39



2.54 C 0.00 0.00 5.37


49.31 T 0.00 0.00 1.90


27.61 C 0.00 0.00 1.90


3.76 C 0.00 0.00 1.90

20 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-C 0.099 15

10.31 C -0.04 -0.05 1.15

21 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-C 0.151 18

15.21 C -0.10 0.08 0.00

22 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-C 0.131 19

10.39 C -0.18 -0.04 0.00







FX MY MZ LOCATION

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

23 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-C 0.137 12

15.84 C -0.14 0.01 1.15


8.38 C 0.00 0.00 0.00


7.37 C 0.00 0.00 0.00


11.09 T 0.00 0.00 4.44


10.39 C 0.00 0.00 0.00


11.32 C 0.00 0.00 0.00


10.01 T 0.00 0.00 4.44


11.15 T 0.00 0.00 4.44



9.88 C 0.00 0.00 0.00


6.86 C 0.00 0.00 2.22


9.88 C 0.00 0.00 0.00







FX MY MZ LOCATION

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


9.71 T 0.00 0.00 0.00


6.13 T 0.00 0.00 1.90


13.58 T 0.00 0.00 0.00



11.90 C 0.00 0.00 4.44


11.94 T 0.00 0.00 0.00


5.49 C 0.00 0.00 4.44


6.65 C 0.00 0.00 4.44


6.01 C 0.00 0.00 0.00


5.33 C 0.00 0.00 0.00


9.88 C 0.00 0.00 5.37







FX MY MZ LOCATION

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


9.71 T 0.00 0.00 5.37


5.99 C 0.00 0.00 2.22


7.26 C 0.00 0.00 0.00


13.61 C 0.00 0.00 0.00


13.88 T 0.00 0.00 2.22

51 LD L40 406 PASS COMPRESSION 0.481 13

40.50 C 0.00 0.00 1.90


11.04 C 0.00 0.00 1.90


24.65 C 0.00 0.00 1.90

54 ST L40 406 PASS TENSION 0.456 1826.61 T 0.00 0.00 1.90

55 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-C 0.358 18

3.64 C -0.87 -0.20 0.00

56 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.306 12

24.48 T 0.20 -0.02 1.00

57 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.550 13

40.76 C -0.27 0.04 1.00







FX MY MZ LOCATION

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

58 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.549 13

40.73 C 0.27 0.04 1.00

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



0.20 T 0.00 0.00 3.87


24.89 C 0.00 0.00 0.00


19.78 T 0.00 0.00 0.00


9.55 C 0.00 0.00 4.33


6.04 C 0.00 0.00 0.00

67 LD L35 356 PASS TENSION 0.321 18

23.43 T 0.00 0.00 2.65


23.59 C 0.00 0.00 2.65







FX MY MZ LOCATION

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


0.31 C 0.00 0.00 3.87


26.55 C 0.00 0.00 0.00


21.18 T 0.00 0.00 11.39


0.11 C 0.00 0.00 3.86


0.38 C 0.00 0.00 3.86

74 LD L35 356 PASS TENSION 0.324 18

23.69 T 0.00 0.00 3.37


24.05 C 0.00 0.00 3.37


9.12 C 0.00 0.00 0.00



15.38 T 0.00 0.00 11.39


17.06 C 0.00 0.00 0.00


13.90 T 0.00 0.00 9.03







FX MY MZ LOCATION

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


15.37 C 0.00 0.00 9.03


16.34 C 0.00 0.00 0.00


9.69 C 0.00 0.00 3.37



0.41 C 0.00 0.00 3.86


4.53 C 0.00 0.00 0.00


0.38 C 0.00 0.00 3.86


1.11 T 0.00 0.00 3.16


15.47 C 0.00 0.00 0.00


4.73 C 0.00 0.00 0.00


12.71 C 0.00 0.00 2.65







FX MY MZ LOCATION

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


0.33 C 0.00 0.00 3.87


6.62 T 0.00 0.00 0.00


0.31 C 0.00 0.00 3.87


20.50 T 0.00 0.00 11.39

96 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.525 12

46.60 T -0.01 0.11 0.00


20.63 C 0.00 0.00 3.37


0.35 C 0.00 0.00 3.16


0.43 C 0.00 0.00 3.87

100 ST L40 406 PASS TENSION 0.193 11

8.12 T 0.00 0.00 4.33


21.16 C 0.00 0.00 0.00


5.46 C 0.00 0.00 4.33

103 ST L40 406 PASS TENSION 0.506 18

21.27 T 0.00 0.00 0.00







FX MY MZ LOCATION

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


0.42 C 0.00 0.00 3.87


0.46 C 0.00 0.00 3.86

106 ST L40 4010 PASS TENSION 0.126 11

8.57 T 0.00 0.00 4.32

107 LD L35 356 PASS TENSION 0.278 1820.30 T 0.00 0.00 3.37

108 LD L35 356 PASS TENSION 0.305 18

22.26 T 0.00 0.00 2.65


22.41 C 0.00 0.00 2.65

110 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.524 12

46.58 T 0.01 0.11 0.00


20.40 C 0.00 0.00 0.00


0.46 C 0.00 0.00 3.86

113 ST L40 4010 PASS TENSION 0.126 11

8.57 T 0.00 0.00 4.32

114 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.797 12

60.66 C -0.01 -0.17 0.00







FX MY MZ LOCATION

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


14.42 C 0.00 0.00 0.00


7.93 C 0.00 0.00 0.00


0.05 C 0.00 0.00 3.16


9.94 C 0.00 0.00 4.33


10.06 C 0.00 0.00 9.03


0.21 C 0.00 0.00 3.87


0.30 C 0.00 0.00 3.86


10.00 C 0.00 0.00 0.00



9.65 C 0.00 0.00 0.00


14.57 C 0.00 0.00 0.00


13.12 C 0.00 0.00 3.37







FX MY MZ LOCATION

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


8.42 C 0.00 0.00 0.00


14.02 C 0.00 0.00 2.65


9.87 C 0.00 0.00 0.00

130 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.796 1260.64 C 0.01 -0.17 0.00


0.25 C 0.00 0.00 3.86


10.00 C 0.00 0.00 0.00

133 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-T 0.126 12

16.50 T 0.14 -0.01 1.15

134 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.244 12

21.05 T -0.10 0.01 1.15

135 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.314 12

21.78 C -0.20 -0.01 1.15

136 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.375 11

29.12 C 0.05 -0.03 0.00

137 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-T 0.138 12

16.56 T -0.19 -0.01 1.15







FX MY MZ LOCATION

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

138 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.241 12

21.23 T 0.08 -0.01 0.00

139 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.319 12

21.87 C 0.22 -0.01 1.15

140 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.374 11

29.25 C -0.04 -0.03 0.00

141 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.546 11

97.14 T -0.34 -0.11 0.00

142 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.570 11

105.45 T -0.30 -0.04 0.00

143 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.757 11

121.95 C -0.31 0.16 0.00

144 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.820 11

133.42 C -0.29 0.16 0.00

145 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.546 11

97.07 T 0.34 -0.11 0.00

146 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.570 11105.41 T 0.30 -0.04 0.00

147 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.759 11

122.00 C 0.32 0.17 0.00

148 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.821 11

133.41 C 0.30 0.16 0.00


1.22 C 0.00 0.00 1.90







FX MY MZ LOCATION

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


32.82 C 0.00 0.00 1.90

151 ST L30 303 PASS TENSION 0.311 18

5.00 T 0.00 0.00 1.90


11.25 C 0.00 0.00 1.90

153 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-T 0.137 1714.81 T 0.08 0.10 1.15

154 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1B-T 0.429 18

17.38 T -0.87 -0.20 1.15

155 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.286 18

18.00 C 0.19 -0.05 1.15

156 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.392 18

22.11 C -0.31 0.14 1.15

157 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.302 12

20.79 C -0.20 -0.01 0.00

158 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.481 17

26.37 C -0.39 -0.15 1.15

159 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.307 12

20.81 C 0.22 -0.01 0.00

160 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.428 11

30.52 C -0.25 0.01 1.15







FX MY MZ LOCATION

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


20.30 C 0.00 0.00 1.90


15.66 C 0.00 0.00 1.90


40.62 C 0.00 0.00 1.90


26.71 C 0.00 0.00 1.90

165 ST L35 355 PASS TENSION 0.006 11

0.18 T 0.00 0.00 3.16

166 ST L35 355 PASS TENSION 0.041 17

1.27 T 0.00 0.00 3.16


0.35 C 0.00 0.00 3.16


0.22 C 0.00 0.00 3.16



1.80 C 0.00 0.00 0.00


1.36 C 0.00 0.00 3.80


7.82 C 0.00 0.00 14.28







FX MY MZ LOCATION

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


3.96 C 0.00 0.00 0.00

174 ST L35 355 PASS TENSION 0.142 18

4.35 T 0.00 0.00 14.28


6.38 C 0.00 0.00 0.00

176 ST L35 355 PASS LRFD-H1-1A-C 0.260 12

4.05 C 0.00 0.01 3.67

177 ST L35 355 PASS LRFD-H1-1A-C 0.262 12

4.08 C 0.00 0.01 0.00

178 ST L35 355 PASS LRFD-H1-1B-T 0.111 12

4.98 T 0.00 0.01 0.00

179 ST L35 355 PASS LRFD-H1-1B-T 0.111 12

4.96 T 0.00 0.01 0.00

180 ST L60 606 PASS TENSION 0.172 13

15.27 T 0.00 0.00 3.80


5.19 C 0.00 0.00 3.80

182 ST L60 606 PASS TENSION 0.173 13

15.35 T 0.00 0.00 3.80


1.87 T 0.00 0.00 0.00







FX MY MZ LOCATION

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


0.48 T 0.00 0.00 0.00


0.87 T 0.00 0.00 0.00


1.92 T 0.00 0.00 2.91

187 UP LI64X4 PASS TENSION 0.199 139.01 T 0.00 0.00 0.00


24.74 T 0.00 0.00 0.00

189 ST L50 506 PASS TENSION 0.684 19

50.39 T 0.00 0.00 1.90

190 ST L40 406 PASS TENSION 0.375 17

15.76 T 0.00 0.00 1.90


31.76 C 0.00 0.00 1.90


25.28 C 0.00 0.00 1.90

193 ST L40 405 PASS TENSION 0.659 18

32.35 T 0.00 0.00 0.00


32.21 C 0.00 0.00 2.15


19.05 C 0.00 0.00 2.15







FX MY MZ LOCATION

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

196 ST L40 404 PASS TENSION 0.477 18

18.88 T 0.00 0.00 0.00


15.52 C 0.00 0.00 2.15


15.36 C 0.00 0.00 2.15



25.15 C 0.00 0.00 2.15


25.86 C 0.00 0.00 4.44

202 ST L40 404 PASS TENSION 0.666 18

26.35 T 0.00 0.00 0.00


35.06 C 0.00 0.00 4.44

204 ST L40 405 PASS TENSION 0.688 18

33.79 T 0.00 0.00 0.00


20.02 C 0.00 0.00 4.44

206 ST L40 404 PASS TENSION 0.495 18

19.59 T 0.00 0.00 0.00







FX MY MZ LOCATION

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


17.97 C 0.00 0.00 4.44


16.08 C 0.00 0.00 4.44

209 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.446 12

37.41 T -0.20 -0.02 0.00

210 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.446 12

37.37 T 0.20 -0.02 0.00

211 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.701 12

50.58 C 0.13 -0.12 2.30

212 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.702 12

50.59 C -0.13 -0.12 2.30


4.38 C 0.00 0.00 5.37


4.54 C 0.00 0.00 5.37



18.13 C 0.00 0.00 2.28


18.90 C 0.00 0.00 5.26


16.48 C 0.00 0.00 5.26







FX MY MZ LOCATION

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


13.75 C 0.00 0.00 6.24


16.00 C 0.00 0.00 6.24


13.56 C 0.00 0.00 3.49


223 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.865 11

72.98 C -0.09 0.02 0.00

224 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.577 11

89.58 C -0.08 -0.01 0.55

225 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.770 11

103.63 C 0.12 -0.16 1.99

226 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.587 11

50.86 T -0.20 0.03 0.00

227 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.355 19

55.37 C -0.02 -0.01 1.38

228 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.474 19

63.84 C 0.06 -0.10 1.99

229 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-T 0.587 11

50.89 T 0.19 0.02 0.00







FX MY MZ LOCATION

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

230 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.342 11

66.64 T 0.05 0.01 3.31

231 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.430 11

80.14 T -0.08 0.13 1.99

232 ST L50 508 PASS LRFD-H1-1A-C 0.865 11

73.01 C 0.09 0.02 0.00

233 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.577 11

89.61 C 0.08 -0.01 0.55

234 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.770 11

103.66 C -0.12 -0.16 1.99


13.25 C 0.00 0.00 4.39


13.14 C 0.00 0.00 4.39


11.36 C 0.00 0.00 4.85



18.83 C 0.00 0.00 2.28

240 ST L40 406 PASS TENSION 0.450 18

18.90 T 0.00 0.00 0.00


17.30 C 0.00 0.00 5.26







FX MY MZ LOCATION=======================================================================

242 ST L40 406 PASS TENSION 0.410 18

17.24 T 0.00 0.00 0.00

243 ST L40 406 PASS TENSION 0.341 18

14.32 T 0.00 0.00 0.00


14.51 C 0.00 0.00 6.24

245 ST L40 406 PASS TENSION 0.297 18

12.47 T 0.00 0.00 3.49


12.47 C 0.00 0.00 3.49

247 ST L50 506 PASS TENSION 0.241 18

12.78 T 0.00 0.00 0.00


13.10 C 0.00 0.00 4.39

249 ST L50 506 PASS TENSION 0.214 18

11.34 T 0.00 0.00 4.85


11.34 C 0.00 0.00 4.85


20.87 C 0.00 0.00 4.39

252 ST L50 506 PASS TENSION 0.386 18

20.46 T 0.00 0.00 0.00







FX MY MZ LOCATION

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

253 ST L50 506 PASS TENSION 0.345 18

18.28 T 0.00 0.00 4.85


18.02 C 0.00 0.00 4.85

255 ST L40 406 PASS TENSION 0.659 18

27.69 T 0.00 0.00 0.00


257 ST L40 406 PASS TENSION 0.475 18

19.96 T 0.00 0.00 3.49


23.22 C 0.00 0.00 6.24

259 ST L40 406 PASS TENSION 0.552 18

23.17 T 0.00 0.00 0.00


20.03 C 0.00 0.00 3.49

261 ST L40 406 PASS TENSION 0.723 18

30.39 T 0.00 0.00 0.00


30.52 C 0.00 0.00 2.28


22.18 C 0.00 0.00 6.24

264 ST L40 406 PASS TENSION 0.531 18

22.33 T 0.00 0.00 0.00







FX MY MZ LOCATION

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

265 ST L40 406 PASS TENSION 0.630 18

26.47 T 0.00 0.00 0.00


26.72 C 0.00 0.00 5.26


29.20 C 0.00 0.00 2.28



20.66 C 0.00 0.00 4.39

270 ST L50 506 PASS TENSION 0.377 18

20.00 T 0.00 0.00 0.00


17.76 C 0.00 0.00 4.85

272 ST L50 506 PASS TENSION 0.339 18

17.98 T 0.00 0.00 4.85


19.38 C 0.00 0.00 3.49

274 ST L40 406 PASS TENSION 0.453 18

19.04 T 0.00 0.00 3.49

275 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.665 11

103.80 C -0.35 0.18 2.65







FX MY MZ LOCATION

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

276 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.733 11

120.34 C -0.35 0.18 0.00

277 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.455 11

79.88 T -0.31 -0.10 2.65

278 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.531 11

94.82 T -0.31 -0.10 0.00

279 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.455 11

79.91 T 0.31 -0.10 2.65

280 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.531 11

94.83 T 0.31 -0.10 0.00

281 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.665 11

103.83 C 0.35 0.18 2.65

282 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.733 11

120.35 C 0.35 0.18 0.00

283 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.751 11

120.55 C 0.16 -0.19 0.00

284 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.752 11120.55 C -0.16 -0.19 0.00

285 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.533 11

94.42 T 0.34 -0.11 2.55

286 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.533 11

94.41 T -0.34 -0.11 2.55


5.89 C 0.00 0.00 5.02







FX MY MZ LOCATION

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


9.72 C 0.00 0.00 5.02


9.42 C 0.00 0.00 0.00


9.62 C 0.00 0.00 5.02

291 ST L50 506 PASS TENSION 0.284 18

15.06 T 0.00 0.00 5.02


15.21 C 0.00 0.00 5.02


15.00 C 0.00 0.00 5.02

294 ST L50 506 PASS TENSION 0.279 18

14.79 T 0.00 0.00 0.00


9.07 T 0.00 0.00 0.00


6.03 T 0.00 0.00 2.18


25.03 T 0.00 0.00 0.00

298 UP LI64X4 PASS COMPRESSION 0.000 18

4.94 C 0.00 0.00 2.18







FX MY MZ LOCATION

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

299 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.760 11

122.67 C -0.29 0.16 7.65

300 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.761 11

122.61 C 0.30 0.16 7.65

301 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.534 11

96.44 T 0.30 -0.04 7.65

302 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.534 11

96.51 T -0.30 -0.04 7.65

303 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.819 11

134.20 C -0.15 0.17 10.20

304 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-C 0.819 11

134.19 C 0.15 0.17 10.20

305 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.571 11

105.18 T -0.14 0.15 0.00

306 ST L60 6014 PASS LRFD-H1-1A-T 0.571 11

105.21 T 0.14 0.15 0.00


308 ST L40 406 PASS TENSION 0.361 13

21.05 T 0.00 0.00 0.00

309 ST L40 406 PASS TENSION 0.362 13

21.12 T 0.00 0.00 10.48


14.67 C 0.00 0.00 10.25







FX MY MZ LOCATION

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


14.62 C 0.00 0.00 10.25

312 LD L30 303 PASS TENSION 0.105 18

4.67 T 0.00 0.00 3.80

313 ST L40 406 PASS TENSION 0.365 13

21.33 T 0.00 0.00 0.00



26.73 C 0.00 0.00 10.25


26.84 C 0.00 0.00 10.25

317 LD L30 303 PASS TENSION 0.103 19

4.61 T 0.00 0.00 3.80


4.64 C 0.00 0.00 3.80

319 LD L30 305 PASS TENSION 0.049 19

3.58 T 0.00 0.00 3.80

320 ST L30 304 PASS TENSION 0.392 19

8.27 T 0.00 0.00 3.80


8.34 C 0.00 0.00 3.80







FX MY MZ LOCATION

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


3.61 C 0.00 0.00 3.80

323 ST L40 406 PASS TENSION 0.366 13

21.34 T 0.00 0.00 0.00

324 ST L40 406 PASS TENSION 0.366 13

21.35 T 0.00 0.00 0.00

325 ST L40 406 PASS TENSION 0.365 13

21.28 T 0.00 0.00 10.33

326 ST L40 406 PASS TENSION 0.364 13

21.24 T 0.00 0.00 5.32

327 ST L40 406 PASS TENSION 0.638 19

37.22 T 0.00 0.00 0.00

328 ST L40 406 PASS TENSION 0.360 13

20.98 T 0.00 0.00 0.00

329 ST L40 406 PASS TENSION 0.358 13

20.91 T 0.00 0.00 10.33



21.65 C 0.00 0.00 5.20


14.52 C 0.00 0.00 10.10


14.57 C 0.00 0.00 10.10







FX MY MZ LOCATION

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


16.35 C 0.00 0.00 5.20


40.25 C 0.00 0.00 5.20


35.86 C 0.00 0.00 10.10



39.91 C 0.00 0.00 5.20

339 ST L30 303 PASS TENSION 0.014 11

0.22 T 0.00 0.00 3.99


0.13 C 0.00 0.00 3.99


0.26 C 0.00 0.00 3.99

342 ST L30 303 PASS TENSION 0.014 17

0.22 T 0.00 0.00 3.99


0.48 C 0.00 0.00 3.99


0.48 C 0.00 0.00 3.99







FX MY MZ LOCATION

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


0.31 C 0.00 0.00 3.99


0.29 C 0.00 0.00 3.99

347 ST L35 355 PASS TENSION 0.354 18

10.88 T 0.00 0.00 4.34



7.00 C 0.00 0.00 4.34


7.31 C 0.00 0.00 4.34


5.40 C 0.00 0.00 4.34


5.58 C 0.00 0.00 4.34

353 ST L35 355 PASS TENSION 0.282 11

8.68 T 0.00 0.00 4.34

354 ST L35 355 PASS TENSION 0.279 11

8.60 T 0.00 0.00 4.34

355 ST L50 506 PASS TENSION 0.392 18

20.79 T 0.00 0.00 5.74


10.78 C 0.00 0.00 5.74







FX MY MZ LOCATION=======================================================================


9.55 C 0.00 0.00 5.74


14.30 C 0.00 0.00 5.74


9.58 C 0.00 0.00 5.74


8.58 C 0.00 0.00 5.74


6.72 C 0.00 0.00 5.74

362 ST L50 506 PASS TENSION 0.226 11

11.96 T 0.00 0.00 5.74

* 363 ST PIP E FAIL L/R-EXCEEDS 5.638













FX MY MZ LOCATION

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






375 UP LI44X5 PASS COMPRESSION 0.000 180.01 C 0.00 0.00 3.80
















FX MY MZ LOCATION

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























FX MY MZ LOCATION

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






















FX MY MZ LOCATION

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























FX MY MZ LOCATION

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














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

580. STEEL TAKE OFF





STEEL TAKE-OFF

--------------

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 0.805ST 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





SUPPORT REACTIONS -UNIT MTON METE STRUCTURE TYPE = SPACE

-----------------

JOINT LOAD FORCE-X FORCE-Y FORCE-Z MOM-X MOM-Y 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 0.1114 -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 -0.2219 -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





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

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

********************************************************** For questions on STAAD.Pro, please contact : *

* By Email - North America : [email protected] *

* By Email - International : [email protected] *

* Tel. (USA) : 714-974-2500 ; Fax (USA) : 714-974-4771 *

*********************************************************





REVISIÓN A COMPRESIÓN

DE

PIERNAS PRINCIPALES.

SEGÚN A.S.C.E.





Peso 49.26 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

62.77 cm

Ix=Iy 1328.6 cm

Fy = 3518 Kg/mIw

2101.8 cm

Iz 55.4 cm

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

cCF a ³

÷ ø

öçè

æ=

r

KL;

r

KL

0002862

yF

E

Cc

2

p =

PERFIL: LI 152x22

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:

REVISIÓN A COMPRESIÓN DE PIERNAS

PRINCIPALES

r

KL





Peso 24.11 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

30.65 cm

Ix=Iy 468.3 cm

Fy = 3518 Kg/mIw

746.5 cm

Iz 190.1 cm

rx=ry 3.91 cm

rw 4.94 cm

rz 2.49 cm


(cm)

(kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCF a ³

÷ ø

öçè

æ=

r

KL;

r

KL

0002862

yF

E

Cc

2

p =

PERFIL: LI 127x13

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

r

KL






(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





Peso 9.08 Kg/m E = 2040000 Kg/mrea 11.48 cm

Ix=Iy 62.9 cm

Fy = 2530 Kg/mIw

96.98 cm

Iz 24.97 cm

rx=ry 2.34 cm

rw 2.92 cm

rz 1.47 cm


(cm)

(kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCF a ³

÷ ø

öçè

æ=

r

KL;

r

KL

0002862

yF

ECc

2 p =

PERFIL: LI 152x19

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

r

KL

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





REVISIÓN A COMPRESIÓN

DE

DIAGONALES.

SEGÚN A.S.C.E.





Peso 18.3 Kg/m E = 2040000 Kg/mrea 23.29 cm

Ix=Iy 363.8 cm

Fy = 2530 Kg/mIw

579.6 cm

Iz 148.00 cm

rx=ry 3.96 cm

rw 4.99 cm

rz 2.52 cm

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

cCFa ³

÷÷ ø

öççè

æ=

r

KL;

r

KL

20124025

2

yF

ECc

2 p =

PERFIL: LI 127+10

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:

REVISIÓN A COMPRESIÓN DE DIAGONALES

PRINCIPALES

correg r

KL

r

KL





Peso 23.36 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

29.74 cmIx=Iy

277.2 cmFy = 2530 Kg/m

w 433.71 cm

Iz 115.71 cm

rx=ry 3.05 cm

rw 3.81 cm

rz 1.98 cm


(cm)

(kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCFa ³

÷÷ ø

ö

ççè

æ=

r

KL;

r

KL

20124025

2

yF

ECc

2 p =

PERFIL: LI 102x10

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

ú

úúú

û

ù

ê

êêê

ë

é

÷

÷÷÷

ø

ö

ç

ççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

correg r

KL

r

KL





Peso 14.58 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

18.45 cm

Ix=Iy 181.5 cm Fy = 2530 Kg/mIw

283.03 cm

Iz 73.25 cm

rx=ry 3.12 cm

rw 3.91 cm

rz 1.98 cm


(cm)

(kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCF a ³

÷÷ ø

öççè

æ=

r

KL;

r

KL

201240252

yF

ECc

2 p =

PERFIL: LI 102x 10

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

correg r

KL

r

KL






(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





Peso 12.2 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

15.48 cmIx=Iy

154.4 cmFy = 3520 Kg/m

w 239.33 cm

Iz 61.60 cm

rx=ry 3.15 cm

rw 3.93 cm

rz 2.00 cm


(cm)

(kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCFa ³

÷÷ ø

ö

ççè

æ=

r

KL;

r

KL

20124025

2

yF

ECc

2 p =

PERFIL: LI 102x8

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

ú

úúú

û

ù

ê

êêê

ë

é

÷

÷÷÷

ø

ö

ç

ççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

correg r

KL

r

KL





Peso 9.82 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

12.52 cm

Ix=Iy 12490 cm Fy = 3520 Kg/mIw

19189 cm

Iz 48.10 cm

rx=ry 3.18 cm

rw 3.96 cm

rz 2.00 cm


(cm)

(kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCF a ³

÷÷ ø

öççè

æ=

r

KL;

r

KL

201240252

yF

ECc

2 p =

PERFIL: LI 102x 6

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

correg r

KL

r

KL





Peso 12.65 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

32 cmIx=Iy

119.46 cmFy = 2530 Kg/m

Iw 191.2 cm

Iz 50.22 cm

rx=ry 2.72 cm

rw 3.47 cm

rz 1.74 cm


(cm)

(kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCFa ³

÷÷ ø

öççè

æ=

r

KL;

r

KL

20124025

2

yF

E

Cc

2

p =

PERFIL: LI 89x10

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

correg r

KL

r

KL

NOTA : El área del perfil para fines de revisión se coloco doble ya que en el análisis de laestructura se coloco ángulo espalda con espalda.





Peso 3.43 Kg/m

E = 2040000 Kg/mrea

4.88 cmIx=Iy

19.44 cmFy = 2530 Kg/m

w 31.1 cm

Iz 7.84 cm

rx=ry 1.98 cm

rw 2.52 cm

rz 1.24 cm


(cm) (kg/cm

2)

(kg) (kg) ( )

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

cCFa ³

÷÷ ø

öççè

æ=

r

KL;

r

KL

20124025

2

yF

ECc

2 p =

PERFIL: LI 64x4

PROPIEDADES

c y

c

aCF

C

r

KL

F £

úúúú

û

ù

êêêê

ë

é

÷÷÷÷

ø

ö

çççç

è

æ

-= r

KL;

2

11

2

DATOS:


PRINCIPALES

correg

r

KL

r

KL





DISEÑO DEL STUB.

(L.R.F.D)

(A.S.C.E)





DISEÑO DEL STUB

Para el diseño del ángulo de espera se utiliza las consideraciones del A.S.C.E. en loque 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

D

m

D

p

a

t

b

b

L

s

t

u

b

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

PAr

75.0 +=

( ) 22 VyVxV +=

Donde:

Ar = Área del Stub mínima

P = Tensión o compresión actuanteV = Cortante resultante

Vx = Cortante transversal

Vy = Cortante longitudinal

Fy = Esfuerza de fluencia mínimo





REVISIÓN DE LOS CONECTORES

Se deben revisar por cortante los conectores.

FIGURA No 54 FUERZA ACTUANTE EN CONECTOR

b

R

Pv

t

t

x

÷ ø

öçè

æ++=

2*'*19.1

xRtbccfPv

tRb

cf

Fytx --£ú

û

ùê

ë

é=

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





NUMERO DE CONECTORES REQUERIDOS

Pv

PNcon =

Donde:

Ncon = Numero de ConectoresP = Cargas de compresión máximaPV = Cortante resistente por conector

En caso de que se necesiten conectores impares, la simetría debe tener prioridad y sedebe hacer un arreglo de tal manera que se cumpla esta consideración, tanto en el número deconectores como en el número de tomillos por cada conector.

Además se debe revisar la capacidad de los tornillos a cortante simple o doble y alaplastamiento

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 estasserán las reacciones a partir de aquí estas fuerzas se descomponen tomando las componentes acompresión o tensión y los cortantes longitudinales y transversal, para el diseño de estos ángulosde espera que llegan a la cimentación es muy importante que se consideren así, ya que es parteesencial 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

T

T

C

C

Z

X

71

73

66

64





SUPPORT REACTIONS -UNIT MTON METE STRUCTURE TYPE = SPACE

-----------------

JOINT LOAD FORCE-X FORCE-Y FORCE-Z MOM-X MOM-Y 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 0.2316 -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 cualcon estas se diseña el Stub.





De las fuerzas obtenidas se obtendrán las componentes ya que deben ser paralelas alángulo de espera tanto la compresión como la tensión.

Para obtener las cargas de diseño se deberán descomponer estas para tenerlasparalelas al Angulo de espera.

÷ ø

öçè

æ -= -

Hto

ACRABTg

*2

1 b

2* ba =

CARGAS EN COMPRESIÓN

÷

ø

öç

è

æ=

a COS

CNu

( ) º45cos** a TanCVLtVx -=

( ) º45cos** a TanCVTtVx -=

CARGAS EN TENSION

÷ ø

öçè

æ= a COS

TNu

( ) º45cos** a TanTVLtVx -=

( ) º45cos** a TanTVTtVx -=

Donde:

ACR = Ancho del cuerpo recto AB = Ancho en la baseHto = Altura del cuerpo piramidal b = Pendiente sobre la cara

a = Pendiente sobre el lomo





FIGURA No 56 DIMENCIONES PARA OBTENER LAS CARGA PARA EL DISEÑO DEL STUB

CARGAS EN TENSIÓN

.86.122)º3426.11cos(

47.120 Ton

TonNu =ú

û

ùêë

é=

[ ] .73.35º45cos*)º3126.11(*47.12069.18 TonTanTonTonVx =+=

[ ]

.28.39º45cos*)º3126.11(*47.12024.22 TonTanTonTonVy =+=

CARGAS EN COMPRESIÓN

.87.155)º3426.11cos(

84.152 Ton

TonNu =ú

û

ùêë

é=

[ ] .199.2º45cos*)º3126.11(*84.15282.23 TonTanTonTonVx =-=

[ ] .489.5º45cos*)º3126.11(*84.15211.27 TonTanTonTonVy =-=





A continuación se presentan las longitudes mínimas de adherencia al concretoobtenidas del manual ACI para longitudes de desarrollo por parte del material componente del Stubque es el acero y que será parte de la longitud total del Stub.

LONGITUD DE DESARROLLO POR COMPRESIÓN

fydcf

fydL bb

db **43'

**075.0 >úúûù

êêëé=

cmokLdb 2042068.41200

3520*2.2*075.0 >==ú

û

ùêë

é=

LONGITUD DE DESARROLLO POR TENSIÓN

b

b

dbd

fy

cf

dL 8

4200*

'

*31815 >

úû

ù

êë

é

úúû

ù

êêë

é<=

cmdL bb

db 45.4184200

3520*

200

2.2*31815 =>ú

û

ùêë

éúû

ùêë

é<=

Donde:Ldb = longitud de desarrollof’c= esfuerzo a la compresión del concretofy = esfuerzo de fluencia del acerodb= diámetro de la varilla = al espesor del ángulo t

De acuerdo a lo anterior los elementos mecánicos deben ser axiales al ángulo deespera.

A). Propiedades geométricas del Stub.

Perfil LI152*152*22Patín b = 15.2cmEspesor del Angulo t = 2.2cmRadio de dobles R = 1.27cm

Área total At= 62.77cm2

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.





C). Propiedades de los materiales a utilizar.

Resistencia del concreto a la compresión f’c = 200 kg/cm2

Esfuerzo de fluencia del acero A-50 Fy = 3520 kg/cm2

Longitud de cleat Lc = 15.20cmResistencia mínima a la ruptura del acero Fu = 4574 kg/cm2

Tornillos tipo 0 con la rosca excluida del plano de corte

Resistencia al cortante simple del tornillo CS = 12530kgResistencia 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

.913.5489.5199.2; 2222 TonVVV LTr =+=+=

Área resultante:

2

2252.46

/3520*75.0

5913

/3520

155870;

75.0 cm

cmkg

kg

cmkg

kgAr

fy

Vr

fy

pAr =+=+=

okcmAcmAr t 22

77.6252.46 =<=

D.2) Revisión del Stub en el apoyo en tensión

CORTANTE RESULTANTE

.09.5325.3973.35;2222

TonVVV LTr =+=+=

Área resultante:

2

2201.55

/3520*75.0

53090

/3520

122860;

75.0 cm

cmkg

kg

cmkg

kgAr

fy

Vr

fy

pAr =+=+=

okcmAcmAr t 22

77.6201.55 =<=





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 torni llos * 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*22Patín b = 15.2cmEspesor del Angulo t = 2.2cmRadio de dobles R = 1.27cm

Área total At= 62.77cm2

CALCULO DE Pv y x.

;'*19.1

2/1

tRbcf

fytx --£ú

û

ùêë

é=

okcmcmcmkg

cmkgx .73.112.227.12.1546.8

/20*19.1

/35202.2

2/1

2

2

=--£=úúû

ù

êêë

é=

kgcm

cmcmkgPvx

RtbccfPv 5.27855

2

46.827.12.22.15*/200*19.1

2

*'*19.12 =÷

ø

öç

è

æ++=÷

ø

öç

è

æ++=

REFIÉRASE A LA FIGURA No 54

OBTENCIÓN DEL NÚMERO DE CLETS

# clets requeridos = Pv

C max # clets requeridos = 59.585.27

87.155 =

ton

PROPUESTOS 6 clets

La razón es que deben ser proyectados de tal manera que el número propuesto debeser par ya que se colocaran en las caras del Stub. El numero de conectores propuestos esta enfunción también de la simetría y el arreglo que el diseñador proponga.





CORTANTE RESULTANTE

Vr = # clets propuestos * Pv; Vr = 6 * 27.85Ton. = 167.1 Ton. > Cmax = 155.87 Ton.

PORCENTAJE DE TRABAJO DEL CLETS

= %16.93100*6

59.5%100*

º

º ==

estoscletspropuN

ridoscletsrequeN

REVISION DEL TORNILLO A CORTANTE SIMPLE Y A CORTANTE DOBLE

CORTANTE SIMPLE

# tornillos requeridos = 1344.12.530.12

.87.155max »== ton

ton

CD

C

tornillos

Capacidad CS = # tornil los * Capacidad del torni llo a CSCapacidad CS =3 * 12.530ton. = 37.59ton. > 27.85ton. OK.

%74100*59.37

85.27;%100*% ===

ton

ton

ScapacidadC

Pv

CORTANTE DOBLE

# tornillos requeridos = 721.6.060.25

.87.155max »== ton

ton

CD

C

tornillos

Capacidad CS = # tornil los * Capacidad del torni llo a CSCapacidad CS =3 * 25.060ton. = 75.18ton. > 27.85ton. OK.

%04.37100*18.75

85.27;%100*% ===

ton

ton

ScapacidadC

Pv

RESISTENCIA AL APLASTAMIENTO

Segun A.S.C.E.

Ap = # tornil los * Φb * t; Ap = 3 * 2.3812cm * 2.2cm = 15.716cm2

Ra = 1.8dtFu ; 1.5*15.716cm

2

*4574kg/cm

2

= 107.82ton. >27.85ton.

okton

ton

Ra

Pv %25100*

82.107

85.27;%100*% ===





Segun A.I.S.C – L.R.F.D

Ra = 1.8dtFu ; 1.8*15.716cm

2

*4574kg/cm

2

= 129.39ton. >27.85ton.

okton

ton

Ra

Pv %5.22100*

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 laruptura se revisa de la siguiente manera:

Ap = å 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.

okton

ton

Ra

Pv %09.24100*

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.

okton

ton

Ra

Pv %20100*

776308

155870;%100*% ===

Donde:

å Φb = sumatoria de los diámetros de los barrenos





REVISIÓN DE DIAGONALES UTILIZANDO EL METODO DE DISEÑO L.R.F.D.

B

A

R

R

A

5

6

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 0.000256 12 -0.359 -0.036 0.000256 13 -0.185 0.036 0.000

256 14 4.265 -0.036 0.000256 15 -6.59 -0.036 0.000256 16 -1.628 0.036 0.000256 17 10.838 -0.036 0.000256 18 27.848 -0.036 0.000256 19 10.745 -0.036 0.000

OBTENCION DEL AREA REQUERIDA

Fy

PuAg req

f

=

Fy = 2530 0.9

259 27850 12.23 18.450 LI 4"*4"*3/8"

)( 2 cmAgr eq

)2(cmPROPUESTA

A )(InPerfil )( KgPuDIAGONAL

= C f 2/ cmKg

SE PROPONE UN AREA SIMILAR AL DEL AREA REQUERIDA DEL MANUAL IMCA





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

crcF j

NOTA: cr

Fc

j 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

crc

F j )2

(cmPROPUESTA

A Pu

Pnc

Pu f = .* PROPAcr

Fc

Pnc

jf =





REVISIÓN DE DIAGONALES UTILIZANDO EL METODO DE DISEÑO L.R.F.D.

B

ARR

A

2

6

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 0.000261 12 0.100 -0.016 0.000

261 13 0.106 -0.016 0.000261 14 -4.490 0.016 0.000261 15 -7.045 0.016 0.000261 16 1.563 -0.016 0.000261 17 -11.857 0.016 0.000261 18 -30.392 0.016 0.000261 19 -11.719 0.016 0.000

OBTENCION DEL AREA REQUERIDA

Fy

PuAg req

f

=

Fy = 2530 0.9

261 30392 13.35 18.450 LI 4"*4"*3/8"

)(2

cmAgreq

)2(cmPROPUESTAA )( InPerfil )( KgPuDIAGONAL

= C f 2/ cmKg

SE PROPONE UN AREA SIMILAR AL DEL AREA REQUERIDA DEL MANUAL IMCA





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

crcF j

NOTA: cr

Fc

j 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

crc

F j )2

(cmPROPUESTA

A Pu

Pnc

Pu f = .* PROPAcr

Fc

Pnc

jf =




CAPITULO V. 214

CAPITULO V.

PROYECTO EJECUTIVO




CONCLUSIONES. 234

CONCLUSIONES.

En el desarrollo de este trabajo se ha aplicado una metodología para evaluar lascargas que afectan a la estructura como son a las cargas debidas a la masa propia de loscomponentes 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 lugardonde estará la estructura.

Aun así se tiene cierta incertidumbre en el diseño de estructuras por lo cual los valoresobtenidos se afectan por factores para involucrar aspectos que no se tienen contemplados o queno 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 deestudios minuciosos para seguir optimizando las estructuras y hacerlas mas eficientes.

Hoy en día existen softwers avanzados que nos permiten agilizar el análisis y diseñode la estructura ya que actualmente el factor tiempo es primordial para llevar a cabo la ejecuciónde este tipo de obras.

Cabe señalar que en el trascurso de la investigación se encontró dos maneras derealizar la corrida de la torre en el programa Staad Pro2003.

§ la primera es declarar que todos los miembros de la torre trabajen en tensión ycompresión con cargas combinadas y análisis lineal

§ La segunda es declarar miembros a flexo compresión, compresión y tensiónlas cargas se combinan como cargas repetitivas y análisis PDelta.

En la actualidad la forma que se utilice para realizar el análisis y diseño de cualquierestructura 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 elmétodo de inmersión en caliente (“hot-dipping”) después de ser cortados y barrenados dichaprotección de cumplir con las normas especificadas en la especificación J1000-50 para cadaelemento mencionado. Es importante este punto ya que protegemos a la estructura de probablesfallas ya que al corroerse el acero de la estructura reduce su área resistente para soportar losesfuerzos a la que se somete el miembro.

El estructurista deberá verificar íntegramente el proyecto, que cumpla totalmente con loespecificado en Comisión Federal de Electricidad. Ya que esta aun que apruebe una solucion, noexime al estructurista de la responsabilidad si se producen fallas en la elaboración de los trabajosde la torre.




CONCLUSIONES. 235

Para evitar problemas y contra tiempos en la elaboración correcta de la torre se debeespecificar en los planos de montaje y taller lo siguiente:

PLANOS DE MONTAJE

§ Deben indicar la forma como se ensambla los perfiles estructurales, placas yherrajes,

§ A los elementos descritos anteriormente se le debe indicar su marcacorrespondiente.

§ Deben indicarse las longitudes y diámetros de los tornillos

PLANOS DE TALLER

§ Se debe dibujar pieza por pieza con su marca correspondiente e indicar lascaracterísticas, 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 deconstrucción y consecuente errores estructurales.




BIBLIOGRAFIA.

§ DISEÑO DE ESTRUCTURAS PARA LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUSCIMENTACIONES.COLEGIO DE INGENIEROS CIVILES. (CURSO).

Documents

300_diseno de Torres de Transmision Electrica