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INFORME DISEÑO ELECTROMECÁNICO UPME 05-2012 RA1 Página 1 de 26

CONVOCATORIA PÚBLICA UPME 05 DE 2012 DISEÑO DEL TRAMO AÉREO DE LA SEGUNDA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN CARTAGENA-BOLIVAR CIRCUITO SENCILLO 220 kV.

INFORME DISEÑO DE ESTRUCTURA DE TRANSICIÓN

AS

C#

B#

A3 02-10-2015 S. Forigua H. Fandiño / J.

Muñoz T. Quintero

Actualización cargas

cimentación

A2 17-09-2015 S. Forigua H. Fandiño / J.

Muñoz T. Quintero

Modificación Silueta y Cargas

ACC

Versión Fecha

(dd/mm/aaaa)

Elaborado por (Inicial Nombre y Apellido o firma

Revisado por (Inicial Nombre y Apellido o firma

Aprobado por (Inicial Nombre

y Apellido o firma

Descripción Estado

ESCALA

SIN

FORMATO

Carta

REFERENCIA EEB

EEB-U512-CT100564-L123-DIS6100

HOJA

1

REV

A3

hgraffe

Aprobado

hgraffe

Texto escrito a máquina

8/10/2015

INFORME DISEÑO DE ESTRUCTURA DE TRANSICIÓN UPME 05-2012 RA3 Página 2 de 26

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 6

2 OBJETO Y ALCANCE DEL DOCUMENTO .................................................................... 6

3 NORMAS, CÓDIGOS Y REGLAMENTOS APLICABLES .............................................. 7

4 DESCRIPCION GENERAL DE LA LÍNEA ....................................................................... 8

5 DISTANCIAS ELÉCTRICAS ............................................................................................ 9

5.1 DISTANCIAS DE AISLAMIENTO ........................................................................ 9

5.2 DISTANCIAS ENTRE FASES ..................................................................... 9

6 FACTORES DE CARGA Y RESISTENCIA ...................................................................10

6.1 METODOLOGÍA ASCE 74 ............................................................................ 10

6.2 FACTOR DE RESISTENCIA ........................................................................... 10

6.3 FACTOR DE CARGA DE VIENTO .................................................................... 11

6.4 FACTORES DE CARGA PARA CARGAS DISTINTAS AL VIENTO ........................... 12

6.5 FACTORES DE CARGA PROPUESTOS ............................................................ 12

7 HIPOTESIS DE CARGA .................................................................................................13

7.1 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURA DE TRANSICIÓN................. 13

7.2 CONDICIÓN DE MONTAJE Y MANTENIMIENTO ................................................ 13

8 NIVELES DE TENSIONAMIENTO .................................................................................14

9 METODOLOGIA PARA EL CALCULO DE CARGAS ...................................................15

9.1 CARGA DE VIENTO SOBRE LOS CONDUCTORES ............................... 15

9.2 CARGA DE VIENTO SOBRE LOS AISLADORES..................................... 16

9.3 CARGA TRANSVERSAL DE ÁNGULO ..................................................... 19

9.4 CARGAS VERTICALES DE TRABAJO...................................................... 19

9.5 CARGA LONGITUDINAL DE TRABAJO ................................................... 20

9.6 CONSIDERACIÓN DE SISMORESISTENCIA .......................................... 20

10 ARBOLES DE CARGA ..................................................................................................20

11 CIMENTACIÓN ...............................................................................................................20

11.1 REACCIONES .......................................................................................... 20

11.2 TIPO DE CIMENTACIÓN ................................................................................ 21

11.3 DIÁMETRO MÍNIMO DE LA PILA ...................................................................... 22

11.4 DISEÑO DE LA CIMENTACION ....................................................................... 22


12 CONCLUSIONES ...........................................................................................................22

LISTA DE TABLAS

Tabla 5.1 Distancias Horizontales Conductores en la Misma Estructura ................... 9 Tabla 6.1 Factor de Resistencia ............................................................................. 10 Tabla 6.2 Resumen datos Factor de Carga de viento ............................................. 11 Tabla 6.3 Factores de Carga recomendados para Condiciones Normales............. 13 Tabla 11.1 Reacciones para el diseño de cimentación, estructura de transición. .... 21 Tabla 11.2 tipo de cimentación estructura de transición. ........................................ 21 Tabla 11.3 diámetros mínimos de las pilas. ............................................................ 22


LISTA DE FIGURAS

Figura 4.1 Localización general de la línea. .............................................................. 8


ANEXOS

ANEXO A – Planos para estructura de transición

ANEXO B – Memorias de Cálculo para cimentación de estructura de transición


1 INTRODUCCIÓN

La Empresa de Energía de Bogotá, en adelante EEB, mediante el contrato CT-100564 adjudicó a CONSULTORES UNIDOS S.A., en adelante CUSA, el contrato para el desarrollo del diseño detallado del tramo aéreo de la línea de transmisión Cartagena-Bolívar circuito sencillo a 220 kV, incluida dentro de la Convocatoria UPME 05-2012 .

Este Informe presenta las actividades realizadas para el diseño para la estructura de transición, realizado de acuerdo con los requerimientos del RETIE; el Código de Redes de la CREG; las definiciones y restricciones establecidas por EEB dentro de los términos de referencia de la Solicitud de Ofertas VT-SEO-3000001173-2014 y por el diseñador de la línea con base en su experiencia.

En este documento se hace referencia a informes individuales que amplían y/o complementas los temas aquí presentados.

De acuerdo con la ruta finalmente definida en oficina y corroborada en campo tal como se muestra más adelante, la línea se inicia en la S/E Bolívar que se ubica cerca de una de las vías principales al municipio de Santa Rosa, en el departamento de Bolívar; se extiende en dirección sur pasando por los municipios de Santa rosa y Turbaco, hasta conectar con el punto de afloramiento de la línea subterránea, por medio de una estructura de transición, cerca de la glorieta de Pasacaballos, en las afueras del municipio de Cartagena. El tramo aéreo resultante luego del diseño de la línea quedó con una longitud de aproximadamente 16 km.

2 OBJETO Y ALCANCE DEL DOCUMENTO

El presente documento tiene como objeto presentar la metodología para el cálculo de la estructura de transición utilizada para la subterranización de la línea Cartagena – Bolívar a 220 kV.

Comprende los siguientes temas:

Definición de distancias eléctricas para la línea.

Definición de factores de seguridad.

Cálculo de árboles de carga.

Diseño de la cimentación


3 NORMAS, CÓDIGOS Y REGLAMENTOS APLICABLES

En general, para los diseños y para las especificaciones de materiales y equipos se seguirá la normatividad colombiana obligatoria; sin embargo, en aquellos aspectos no cubiertos por tales normas se hará referencia a normas internacional y nacionalmente conocidas.

Específicamente se tuvieron en cuenta las siguientes regulaciones, en cuanto ellas apliquen a líneas de transmisión:

RETIE Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, Resoluciones No. 9 0708 de 30 de agosto 2013, 9 0907 de 25 de octubre 2013 y 9 0795 de julio 25 de 2014 del Ministerio de Minas y Energía, en particular la parte específica del RETIE aplicable será la de transmisión (Capítulo V), por tratarse de una línea de 230kV

CREG Código de Redes, Resolución GREG 025 de 1995 y específicamente el Anexo CC 1 del Código de Conexión, Resolución CREG 098 de 2000.

Como normas adicionales a considerar se presentan las siguientes:

NTC Normas Técnicas Colombianas

NSR Normas Colombianas de Diseño y Construcción Sismo Resistente

ICONTECInstituto Colombiano de Normas Técnicas

ICPC Instituto Colombiano de Productores de Cemento

ANSI American National Standards Institute

ASCE American Society of Civil Engineers –Guía para el Diseño Electromecánico 3a edición.

ASTM American Standard for Testing and Materials

NEMA National Electrical Manufacturers Association

NESC National Electrical Security Code

IEC International Electro-technical Commission

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

ASTM American Society for Testing and Materials

AISC American Institute of Steel Construction

AWS American Welding Society

AISI American Iron and Steel Institute


4 DESCRIPCION GENERAL DE LA LÍNEA

De acuerdo con lo establecido en el Anexo No. 1 “Descripción del Proyecto” de los Documentos de Selección de la UPME, la línea de transmisión será de circuito sencillo a 220 kV, de aproximadamente 21 km, desde la subestación Bolívar hasta un punto de afloramiento de la línea subterránea que se conectará en la subestación Cartagena.

De acuerdo con la ruta finalmente definida en oficina y corroborada en campo tal como se muestra en la la Figura 4.1 línea se inicia en la S/E Bolívar que se ubica cerca de una de las vías principales (Santa Rosa), luego se extiende en dirección sur pasando por los municipios de Santa rosa y Turbaco, hasta conectar con la línea subterránea por medio de una estructura de transición en las afueras de Cartagena. El tramo aéreo resultante luego del diseño de la línea tiene una longitud de aproximadamente 16 km.

Figura 4.1 Localización general de la línea.


5 DISTANCIAS ELÉCTRICAS

En los siguientes numerales se presentan las consideraciones, análisis y valores correspondientes a las distancias mínimas de aislamiento en la estructura, a las distancias entre fases y las distancias a tierra u obstáculos.

5.1 DISTANCIAS DE AISLAMIENTO

Las distancias de aislamiento son las requeridas para garantizar, con una alta probabilidad, que los distintos tipos de sobre voltaje no darán lugar a flameo entre las partes energizadas (conductor y herrajes del extremo energizado) y los elementos de la estructura con potencial de tierra. Estas distancias corresponden a la longitud de los espacios de aire que fueron determinados para los diferentes tipos de sobre-voltaje en los análisis anteriores y deben ser aplicadas de forma coordinada para el dimensionamiento eléctrico de la estructura. Las distancias del aislamiento están contenidas en el documento “EEB-U512-CT-100564-L123-DIS7000 Informe de Diseño Eléctrico”.

5.2 DISTANCIAS ENTRE FASES

Por experiencia, para líneas de 110 kV y superiores las distancias horizontales entre fases se cumplen al considerar las distancias fase-tierra. Esto es concordante con lo indicado en el NESC Reglas 235 B y 235 C que hacen excepción a líneas de más de 50 kV.

Los valores acorde con el RETIE para distancias horizontales son:

Tabla 5.1 Distancias Horizontales Conductores en la Misma Estructura

Descripción Valor Unidad

Tensión 242 kV

Altitud 50 m

Entre 50 y 814 kV 2.65 m

72.5 cm más 1 cm por kV sobre 50 kV

Para distancias verticales la Tabla 13.5 del RETIE sólo da indicaciones hasta 66 kV.

Las distancias de aislamiento fase-tierra están de acuerdo con las formulas con las fórmulas de aislamiento indicadas en “Overhead Power Lines. Planning – Design -


Construction” y según el aislamiento para descargas atmosféricas definido por el método de los dos puntos son:

A frecuencia normal (60 Hz): 0,51 m (postes)

Por maniobra: 0,83 m (postes)

Por descargas atmosféricas: 1,82 m (Postes)

6 FACTORES DE CARGA Y RESISTENCIA

En este numeral se presentan los Factores de Carga y Resistencia utilizados para la estructura de transición, siguiendo la metodología planteada en la Guía para la Estimación de Cargas Estructurales en Líneas de Transmisión Eléctrica ASCE-74 del 2010. Acorde con esta Guía, los factores se utilizarán para la determinación de las cargas sobre los cables y estructuras de la línea.

6.1 METODOLOGÍA ASCE 74

Los Factores de Carga y Resistencia están definidos a partir de la ecuación del diseño probabilístico, que se presenta a continuación:

ɸ*Rc ≥ γ*Qc

Donde:

γ = Factor de Carga que se aplica a las cargas asociadas a un Periodo de Retorno dado.

ɸ = Factor de Resistencia.

Rc = Resistencia del elemento.

Qc = Carga que se aplica al elemento.

6.2 FACTOR DE RESISTENCIA

El Factor de Resistencia (ɸ) depende del límite de exclusión (LEL) y del coeficiente de variación (COVR), y se puede hallar en la tabla 2 (tomada de la Tabla 1-3 del numeral “1.4.4.1 Load and Resistance Factor Equations” de la Guía ASCE 74-10).

Tabla 6.1 Factor de Resistencia


LEL (e%) Factor de Resistencia, ɸ para COVR

0,05 0,1 0,2

0,1 1,00 1,16 1,48

1 0,97 1,07 1,27

2 0,95 1,04 1,21

5 0,93 1,00 1,12

10 0,92 0,96 1,04

20 0,90 0,92 0,95

El ASCE indica los siguientes valores típicos para el Nivel de Exclusión (LEL por sus siglas en inglés) y el Coeficiente de Variación de las cargas (COVR) para estructuras en torres y postes de acero:

LEL: entre 5% y 10%

COVR: Entre el 10% y 20%,

Como se puede ver en la tabla 2 el Factor de Resistencia ɸ se puede considerar entre 0.96 y 1,12. Conservativamente se tomó 0,96 que corresponde al valor mínimo.

6.3 FACTOR DE CARGA DE VIENTO

El Factor de Carga de viento (γw), se presenta en la Tabla 6.1 (Tabla 5.1 de la Guía ASCE 74-10), en función del Factor de Confiabilidad Relativa (RRF por sus siglas en inglés), el cual está asociado al Periodo de Retorno de las cargas (RP).

Tabla 6.2 Resumen datos Factor de Carga de viento

(RRF) RP (years)

Probabilidad de que la Carga sea

Excedida en 50 Años

Factor, ɣw

0.5 25 0,87 0,85

1 50 0,64 1,00

2 100 0,39 1,15

4 200 0,22 1,30

8 400 0,12 1,45


6.4 FACTORES DE CARGA PARA CARGAS DISTINTAS AL VIENTO

Las cargas que adicionalmente al viento deben ser consideradas son las cargas transversales por ángulo de deflexión, las longitudinales por tensión o diferencia de tensión en los cables y las verticales por peso de los distintos componentes de la línea. Las cargas transversales por ángulo y las cargas longitudinales son proporcionales a la tensión en los conductores y por consiguiente se pueden analizar como cargas por tensión.

6.4.1 CARGAS POR TENSIÓN DE LOS CONDUCTORES

El Factor de Carga aplicable a las cargas debidas a tensión de los conductores, se determinó como la proporción entre la tensión calculada con la presión de viento de diseño y la tensión que resulta al aplicar el Factor de Carga de Viento a dicha presión. Se establece para las cargas por tensión horizontal un factor de 2.

6.4.2 CARGAS VERTICALES POR PESO

Las magnitudes de las cargas verticales son determinables en el diseño con alta precisión. Sin embargo, durante la construcción pueden presentarse errores en el flechado que se traducen en errores en el tensionado y por consiguiente, en variaciones en las cargas verticales.

En el caso de los cables en que varios de los hilos pueden estar sometidos a esfuerzos máximos, es recomendable para la estructura de transición considerar un Factor de Carga de 2.

6.4.3 CARGAS DE MONTAJE Y MANTENIMIENTO

Por ser cargas controlables y definidas conservadoramente se puede utilizar un Factor de Carga de 1,5

6.5 FACTORES DE CARGA PROPUESTOS

Teniendo en cuenta que la confiabilidad de una línea y en particular de sus estructuras depende de aspectos particulares de cada empresa como son la confiabilidad, los costos de reparaciones y de mantenimiento, la EEB de acuerdo con el Consultor, definió los Periodos de Retorno que se deben considerar en el presente caso, teniendo en cuenta que la vida real esperada de la línea de apreciablemente mayor a 25 años.

A continuación se presenta la definición de Factores de Carga y de Resistencia basados en los siguientes supuestos.


1) El Periodo de Retorno básico definido 200 años.

Para las hipótesis de carga normales se proponen los Factores de Carga mostrados en la Tabla 6.3.

Tabla 6.3 Factores de Carga recomendados para Condiciones Normales

Carga Poste de transición

Cargas normales Cargas C & M

Viento cables y estructura 2,00 1,50

Angulo y Longitudinal 2,00 1,50

Vertical por peso cables* 2,00 1,50

Montaje y mantenimiento 2,00 1,50

7 HIPOTESIS DE CARGA

7.1 HIPÓTESIS DE CARGA PARA ESTRUCTURA DE TRANSICIÓN

Para el caso de la estructura de transición se establecen condiciones de carga para el conductor y los acoples de transición como los descargadores y los terminales.

Se establecen 2 hipótesis normales, la primera hipótesis con el viento actuando perpendicular al conductor y la segunda hipótesis con el viento actuando en sentido longitudinal a la línea. En las dos hipótesis de carga se cumple lo siguiente: Todos los conductores y cables de guarda sanos. Viento máximo de diseño y temperatura coincidente.

7.2 CONDICIÓN DE MONTAJE Y MANTENIMIENTO

a) Para todos los subconductores o un conductor único en cualquier fase o un cable de guarda en movimiento por tendido o regulación de tensión se aplicaron las siguientes cargas:

Transversal: Ángulo de diseño y el doble de la tensión EDS

Longitudinal: 30% de la tensión EDS

Vertical: el doble de la carga por vano peso.


b) Para los cables de guarda, conductores o fases restantes en reposo sobre poleas movimiento por tendido o regulación de tensión se aplicaron las siguientes cargas:

Transversal: Ángulo de diseño y 1,5 veces la tensión EDS.

Longitudinal: 15% de la tensión EDS.

Vertical: La carga por vano peso más 300 daN.

Se utilizó un valor conservativo de 200 daN para el cálculo de las cargas verticales. Los requisitos anteriores se complementaron con las siguientes estipulaciones que deben ser establecidas en las especificaciones de fabricación y construcción y montaje y constar en los esquemas de árboles de carga:

En caso de montajes no convencionales, como izado de partes grandes mediante uso de grúas o helicópteros etc, se debe verificar por el Contratista la resistencia de la estructura con un factor de 2.5 sobre las cargas estáticas de izaje.

8 NIVELES DE TENSIONAMIENTO

El tensionamiento del conductor en el vano que va al poste de transición debe ser reducido de tal forma que las cargas longitudinales sobre la estructura permitan optimizar el comportamiento estructural del poste en relación de su esbeltez, cumpliendo además con la distancia de seguridad considerando el conductor en condición final con esta distensión. Se recomienda para el conductor en la condición de carga máxima una tensión de 1000 daN.

Las vibraciones eólicas que pudieran causar deterioro en los hilos del cable para el nivel de tensionamiento seleccionado son controladas mediante el uso de amortiguadores que eliminan o reducen dichas vibraciones a niveles que no representan peligro para la integridad de los cables y en consecuencia para la seguridad mecánica de la línea.

El tensionamiento del cable de guarda se determinó de tal manera que la flecha del mismo fuera aproximadamente el 80% de la flecha del conductor de fase en condición EDS, por ser esta la condición más frecuente de la línea.


9 METODOLOGIA PARA EL CALCULO DE CARGAS

9.1 CARGA DE VIENTO SOBRE LOS CONDUCTORES

La siguiente es la formulación para el cálculo de la presión de viento según la recomendación del ASCE – Practice 74: “Guidelines Electrical Transmission Line Structural Loading”, Section 2, Appendix F, tercera edición.

Fórmulas de cálculo:

𝐹𝐶 = 𝑃𝑣 × 𝐴

𝑃𝑣 = 𝛾𝑤 × 𝑄 × 𝐾𝑍 × 𝐾𝑍𝑇 × (𝑉50)2 × 𝐺𝑤 × 𝐶𝑓

𝐾𝑍 = 2.01 × [(𝑍ℎ

𝑍𝑔)]

2𝛼

𝐺𝑤 =1 + (2.7 × 𝐸 × √𝐵𝑤)

𝐾𝑉2

𝐵𝑤 =1

1 +0.8 × 𝑆

𝐿𝑆

𝐸 = 4.9 × √𝐾 × (33

𝑍ℎ)

1𝛼×𝐹𝑀

Donde:

Fc = Fuerza de viento sobre conductores en daN

Pv = Presión del viento de ráfaga de diseño en daN/m2

A = Área del conductor expuesta al viento; se considera como el área proyectada en un plano normal a la dirección del viento (L * D) en m2

γw = Factor de carga para ajustar la fuerza

Q = Factor de densidad del aire el cual está en función de la temperatura y de la altitud, en kg-seg2/m4

Kz = Coeficiente de exposición del viento. Termino adimensional

Zh = Altura efectiva del cable en m

Zg = Gradiente de altura de cada categoría de terreno en m

α = Exponente de la ley de potencia. Termino adimensional


Kzt = Factor Topográfico (adimensional). Para este factor se utiliza un valor igual a 1, debido a que para que tenga un valor diferente, se deben cumplir requisitos topográficos especiales de acuerdo al numeral 2.7 del manual ASCE Practice 74 y al numeral 26.8.1 del manual ASCE/SEI 7-10 Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures

V50 = Velocidad de viento para un periodo de retorno de 50 años en y ráfaga de 3 segundos. Termino en m/seg

Gw = Factor de respuesta de ráfaga, termino adimensional

Kv = Relación de la duración de ráfaga de 3 segundos a la ráfaga de 10 minutos. Equivale a 1,43, adimensional

Bw = Termino de respuesta adimensional correspondiente a las cargas cuasi estáticas de viento de fondo sobre la estructura. Termino adimensional

Ls = Escala de turbulencia para cada categoría del terreno

Cf = Coeficiente de fuerza, se considera para efectos de las características de los miembros tales, como forma, tamaño, orientación con respecto al viento, solidez, blindaje y rugosidad superficial. Termino adimensional. Equivale a 1 para cables

D = Diámetro total = 2 * diámetro de cada subconductor en m

9.2 CARGA DE VIENTO SOBRE LOS AISLADORES

Para el cálculo de la carga de viento sobre los aisladores, la tercera edición del ASCE – Practice 74: “Guidelines Electrical Transmission Line Structural Loading”, no presenta formulación para el cálculo de la carga de viento sobre aisladores. IEC presenta una metodología para este cálculo en su documento Estándar 60826 “Design Citeria of Overhead Transmission Lines”. Sin embargo, para no mezclar el ASCE y el IEC en la evaluación de las cargas, CUSA utilizó el Manual ASCE Practice 74 con la adaptación que se presenta a continuación:

Fórmulas de cálculo:

𝐹𝐴 = 𝑃𝑣 × 𝐴

𝑃𝑣 = 𝛾𝑤 × 𝑄 × 𝐾𝑍 × 𝐾𝑍𝑇 × (𝑉50)2 × 𝐺𝐴 × 𝐶𝑓

𝐾𝑍 = 2.01 × [(𝑍ℎ

𝑍𝑔)]

2𝛼

𝐺𝐴 =1 + (2.7 × 𝐸 × √𝐵𝑡)

𝐾𝑉2


𝐵𝑡 =1

1 +0.56 × 𝑍ℎ

𝐿𝑆

𝐸 = 4.9 × √𝐾 × (33

𝑍ℎ)

1𝛼×𝐹𝑀

Donde:

γw = Factor de carga para ajustar la fuerza

FA = Fuerza de viento sobre cadena de aisladores en daN

Pv = Presión del viento de ráfaga de diseño en daN/m2

A = Área expuesta proyectada sobre un plano normal a la dirección del viento en m2

Q = Factor de densidad del aire el cual está en función de la temperatura y de la altitud, en kg-seg2/m4

Kz = Coeficiente de exposición del viento. Termino adimensional

Zh = Altura efectiva de cadenas de aisladores para cálculo de GA en m

Zg = Gradiente de altura de cada categoría de terreno en m

Kzt = Factor Topográfico (adimensional). Para este factor se utiliza un valor igual a 1, debido a que para que tenga un valor diferente, se deben cumplir requisitos topográficos especiales de acuerdo al numeral 2.7 del manual ASCE Practice 74 y al numeral 26.8.1 del manual ASCE/SEI 7-10 Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures

V50 = Velocidad de viento para un periodo de retorno de 50 años y ráfaga de 3 segundos. Término en m/seg

GA = Factor de respuesta de ráfaga, termino adimensional

Kv = relación de la duración de ráfaga de 3 segundos a la ráfaga de 10 minutos. Equivale a 1,43, adimensional

Bt = Termino de respuesta adimensional correspondiente a las cargas cuasi estáticas de viento de fondo sobre. Termino adimensional

α = Exponente de la ley potencial. Término adimensional

k = Coeficiente de arrastre de superficie

Ls = Escala de turbulencia para cada categoría del terreno


Cf = Coeficiente de fuerza, se considera para efectos de las características de los miembros tales, como forma, tamaño, orientación con respecto al viento, solidez, blindaje y rugosidad superficial. Termino adimensional

El valor de Zh se determina de la misma forma en que en el manual ACSE-74 se realiza el cálculo de la altura efectiva de cables, esto es:

𝑍ℎ =∑ ℎ𝑛

𝑖=1 𝑖

𝑛

Donde:

Zh = Altura efectiva para cálculo de factor de respuesta de ráfaga sobre cadenas

de aisladores en m

hi = Altura del iésimo cable en m

n = Número de cables (incluye cables de guarda y conductores de fase)

El área de la cadena de aisladores se determinó mediante la siguiente ecuación:

𝐴 = 0.6 × 𝑁𝐴 × 𝐿𝐴 × 𝐷𝐴 × 𝐶𝑥𝐴

Donde:

A = Área de la cadena de aisladores en m2

NA = Número de cadenas de aisladores

LA = Longitud de la cadena de aisladores en m

DA = Diámetro de los aisladores en m

CXA = Coeficiente de arrastre de los aisladores igual a 1.2

El valor 0.6 de la ecuación se utiliza para considerar la forma de los aisladores en la ecuación.

Se calculan las cargas por viento en los descargadores y los terminales con la metodología presentada anteriormente. Se considera la acción del viento sobre estos elementos actuando con el viento transversal y con la acción de este en sentido longitudinal a la línea. Las cargas que se presentan en el Anexo A se consideraran actuando en el centroide de cada elemento.


9.3 CARGA TRANSVERSAL DE ÁNGULO

La siguiente es la formulación utilizada para el cálculo de la carga transversal de trabajo de ángulo según la recomendación del ASCE – Practice 74: “Guidelines Electrical Transmission Line Structural Loading”, Section 4.5.1. La ecuación se modifica debido a que los conductores en el poste de transición ejercen tensión solo en un sentido, tal como en una condición de estructura terminal, por esto la ecuación que da de la siguiente forma:

𝐹𝑇𝑎 = 𝑇 × sin θ

Donde:

FTa= Fuerza transversal de Angulo, sin factor de seguridad en daN

T= Tensión en el cable en daN

θ= Ángulo de deflexión en grados

9.4 CARGAS VERTICALES DE TRABAJO

La siguiente es la formulación para el cálculo de las cargas verticales según la recomendación del ASCE – Practice 74: “Guidelines Electrical Transmission Line Structural Loading”, Section 4.5.1.

Fórmula de cálculo:

𝐹𝑣 = 𝑁𝑐 × (𝑉𝑝 × 𝑃𝑐) + 𝑁𝑎 × 𝑃𝑎

Donde:

Fv = Carga vertical en daN

Nc = Número de subconductores del haz

Vp = Vano peso en m

Pc = Peso unitario del cable en daN/m

Na = Número de subconductores del haz

Pa = Peso de una cadenas de aisladores en daN


9.5 CARGA LONGITUDINAL DE TRABAJO

Para el cálculo de la carga longitudinal se consideró la condición de este como estructura terminal, esto es con todos los conductores ejerciendo la tensión en un solo sentido.

Fórmula de cálculo:

𝐹𝐿 = 𝑁𝐶 × 𝐷𝐿

Donde:

FL= Fuerza longitudinal en daN

NC = Número de subconductores del haz

DL= Tensión reducida en daN

9.6 CONSIDERACIÓN DE SISMORESISTENCIA

Tal como lo indica el manual “ASCE 74”, en el numeral 3.6, las estructuras de transmisión no requieren ser diseñadas para vibraciones inducidas por el suelo causadas por movimientos de terremotos (Earthquakes)”.

10 ARBOLES DE CARGA

El árbol de carga del poste de transición se calculó con la metodología descrita en el numeral 9 de este documento para el conductor AAAC 600 kcmil y el cable de guarda Alumoweld 7 No. 9 AWG. El tensionamiento del cable se limitó a una tensión máxima de 1000 daN en la condición VIENTO MAXIMO DE RAFAGA, 33% en la condición inicial y 40% en la condición de carga máxima. Las condiciones de viento y temperatura fueron las establecidas en el documento “EEB-U512-CT-100564-L123-DIS1000 INFORME METEOROLOGICO”.

En el Anexos A se presenta el árbol de carga considerados en el presente diseño.

11 CIMENTACIÓN

11.1 REACCIONES

Estas se obtuvieron por el método simplificado de sumatorias de fuerzas y momentos, en el cual se tuvieron en cuenta:


Las cargas sobre la estructura.

Siluetas de las estructuras.

Combinaciones de carga.

El viento sobre las estructuras.

Peso propio de las estructura.

Con ello se determinaron las reacciones en la base de la estructura de transición y se parecían en la Tabla 11.1.

Tabla 11.1 Reacciones para el diseño de cimentación, estructura de transición.

Estructura Transición

Altura (m) 30

REACCIONES DE TRABAJO

Hipótesis crítica compresión

Normal

Compresión máxima kN 123

Carga horizontal máxima

kN 71

Momento máximo kN 1571

REACCIONES DE DISEÑO

Hipótesis crítica momento Normal

Compresión máxima kN 156

Carga horizontal máxima

kN 146

Momento máximo kN 3204

11.2 TIPO DE CIMENTACIÓN

Siguiendo los parámetros establecidos en el documento EEB-US12-CT100564-L123-DIS4000 numeral 4, se realizó la selección del tipo de cimentación para la estructura de transición, los parámetros del suelo que justifican la selección se encuentran en la Tabla 11.2

Tabla 11.2 tipo de cimentación estructura de transición.

Estructura Tipo de

estructura

qAdm

(kg/cm2)

pH NF (m)

Resistividad aparente

Ω-m

Tipo de cimentación

Cimentación Obras de

mitigación

P-49 Transición >2,00 6.9 - 2.34 Pila C-TR 27m-2- Estabilización

con CAL


11.3 DIÁMETRO MÍNIMO DE LA PILA

El diámetro mínimo de la pila está en función del diámetro inferior del poste, a la cual se le aumentan 15 cm a cada lado del poste por la brida y otros 15 cm a cada lado por para colocación del refuerzo propio de la pila, con las consideraciones anteriores el diámetro mínimo de la cimentación está en la Tabla 11.3.

Tabla 11.3 diámetros mínimos de las pilas.

tipo de poste diámetro inferior

del poste (m) diámetro

mínimo pila (m) diámetro de diseño (m)

transición 1.00 1.96 2.00

11.4 DISEÑO DE LA CIMENTACION

Las especificaciones de los materiales y el procedimiento utilizado para la realización del diseño, de este tipo de cimentación (pila), se consigna en el documento “EEB-US12-CT100564-L123-DIS4000 Diseño de Cimentaciones”, numerales 6 y 8 respectivamente.

El resultado del uso de la metodología de diseño con las cargas que llegan a la base de la estructura, se presenta en el plano de diseño. Como resumen de estos se presentan los cálculos de la cimentación en el Anexo B, cimentación para las Pilas.

Se propone para la construcción de estas cimentaciones un método manual conocido como CAISSON, el cual se puede apreciar en el plano de esta cimentación (Anexo A).

12 CONCLUSIONES

La estructura de transición para efectos de las cargas longitudinal y transversal de ángulo se considera como estructura terminal, considerando para el cálculo la tensión de 1000 daN en condición de carga máxima (Viento máximo de ráfaga).

Las cargas calculadas para los descargadores y los terminales se consideraron actuando en el centro de gravedad de estos, y se calcularon dos hipótesis de carga considerando la acción del viento en sentido transversal y longitudinal.

El factor de carga utilizado en el cálculo de las cargas normales de la estructura es de 2 para todas las cargas. El factor para la condición de construcción y mantenimiento es de 1,5.


REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1) RETIE, Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas - Resolución del Ministerio de Minas y Energía No. 90 795, Julio de 2014

2) UPME, Anexo I – Descripción Técnica del Proyecto, Documentos de Selección para Convocatoria Pública UPME-05-2012, Octubre 2013.

3) NSR-10 Normas Colombianas de Diseño y Construcción Sismo Resistente, Decreto 926 de 2010-Ministrio de Ambiente, Vivienda y desarrollo Territorial"

4) ASCE – Practice 74: “Guidelines Electrical Transmission Line Structural Loading” Tercera Edición, Capítulo 2

5) EEB-U512-CT100564-L123-DIS0001 CRITERIOS DE DISEÑO

6) EEB-U512-CT100564-L123-DIS1000 PARAMETROS METEOROLOGICOS

7) EEB-U512-CT100564-L123-DIS7000 DISEÑO ELECTRICO

8) Normalización de Estructuras Metálicas para Líneas de Transmisión A 230 Kv Doble Circuito

9) IEC 60826. Design Criteria of Overhead Transmission Lines. 2003

10) Overhead Power Lines. Planning Design Construction. Nolasco y otros


ANEXOS

ANEXO A – Planos para la estructura de transición.

ANEXO B – Memorias de cálculo de la cimentación.


ANEXO A

Planos para la estructura de transición

A.1 Plano Árbol Cargas

A.2 Dimensionamiento eléctrico

A.3 Cimentación

NOTAS:

1. Las cargas mostradas son cargas de diseño en decanewtons (daN).

2. Los factores de carga utilizados en el cálculo de árboles de carga son los indicados en la tabla 1.

3. El cálculo de la carga de viento para hipótesis normal se debe realizar con velocidad de viento de 130 km/h.

4. Las cargas transversales deben ser consideradas actuando todas en la dirección indicada, o todas en la dirección opuesta.

5. El calculo de la carga de viento sobre la torre se debe hacer de acuerdo con la norma ASCE 74.

6. Las estructuras deben considerar los siguientes casos para el cálculo de cargas de construcción y mantenimiento:

a. Un cable de guarda en movimiento y todas las fases y el cable de guarda restante, en reposo.

b. Todos los subconductores de cualquier fase, en movimiento. Las fases restantes y los cables de guarda, en reposo.

7. Las cargas están calculadas para conductor tipo AAAC 600 kcmil (37 hilos) y cable de guarda tipo Allumoweld 7 N° 7 .

8. Las cargas verticales de mantenimiento sobre el conductor y los terminales incluyen 200 kg adicionales para considerar el peso de trabajadores y herramientas.

9. Las cargas ubicadas en el descargador y el terminal se aplicaran en el centroide de cada uno.

11. Los puntos de diseño del poste están indicados en la tabla 2.

12. Los tipos y alturas de estructuras están indicados en la tabla 3.

13. El peso propio del poste se debe calcular con un factor de carga de 1,1.

10. Los terminales son del tipo terminales en aceite

EEB-U512-CT100564-L123-DIS6100

CONTROL DE REVISIONES

EEB-U512-CT100564-L123-DIS6100. DWG

EMISIÓN INICIAL

0

G. SÁNCHEZ F. RIAÑO

J. RAMIREZ 22/07/2015

ATENCIÓN COMENTARIOS EEB

1

H. FANDINOG. SÁNCHEZ F. RIAÑO J. RAMIREZ 25/08/2015

H. FANDINO

MODIFICACIÓN EN SILUETA Y CARGAS2

H. FANDINOG. SÁNCHEZ F. RIAÑO J. RAMIREZ 17/09/2015

ACTUALIZACIÓN CARGAS DE CIMENTACIÓN

3H. FANDINO

G. SÁNCHEZF. RIAÑO J. RAMIREZ 02/10/2015

ÁRBOLES DE CARGA

POSTE DE TRANSICIÓN - LÍNEA SUBTERRANEA

1

4

25/10/2015

SIN

mm

3

EEB-U512-CT100564-L123-DIS6007

CONTROL DE REVISIONES

EEB-U512-CT100564-L123-DIS6007. DWG

CONSULTORESUNIDOS S.A.

3

2

4

0EMISIÓN INICIAL

H FANDIÑO

JC AGUIRRE

INDICADA

22-07-2015

25-08-2015

mm

J. MUÑOZ J. RAMIREZ

CUBIERTA METÁLICA DE

PROTECCIÓN CABLES AISLADOS

(Nota 1)

Nota 2

R

2

6

0

0

(

N

o

t

a

3

)

VISTA SUPERIOR

ESC:1:100

VISTA LATERAL

ESC:1:150

VISTA FRONTAL

ESC:1:150

1ATENCIÓN COMENTARIOS EEB

H FANDIÑO

JC AGUIRRE 25-08-2015J. MUÑOZ J. RAMIREZ

Nota 2

DETALLE A

SOPORTE CABLE SENCILLO

ESC:SIN

VISTA SUPERIOR VISTA FRONTAL

DETALLE B

SOPORTE 2 CABLES

ESC:SIN

VISTA SUPERIOR

DETALLE C

SOPORTE 3 CABLES

ESC:SIN

VISTA SUPERIOR

VISTA SUPERIOR

DETALLE D

ESCALERILLA

SOPORTE CABLE

ESC:SIN

VISTA LATERAL

NOTAS:

1. LOS DISEÑOS DE LA CUBIERTA METÁLICA DE LOS CABLES AISLADOS Y SUS CARACTERÍSTICAS DEBE SER SUMINISTRADOS

POR EL FABRICANTE DEL POSTE, ESTA DEBE CUBRIR LOS CABLES DESDE LA BASE DEL POSTE HASTA 4.0 m DE ALTURA.

2. EL CABLE AISLADO A LA SALIDA DEL TERMINAL DEBE ESTAR SOSTENIDO POR UNA ESCALERILLA METÁLICA GUÍA (VER DETALLE

D) CUYO DISEÑO DEFINITIVO DEPENDERÁ DE LAS CARACTERÍSTICAS Y DIMENSIONES DEL POSTE Y POR LO TANTO DEBE SER

SUMINISTRADA POR EL FABRICANTE.

3. EL RADIO DE GIRO MÍNIMO DEL CABLE AISLADO ES DE 2600 mm

4. LOS HERRAJES DEBEN SER ADECUADOS PARA MANTENIMIENTO EN CALIENTE.

5. LOS SOPORTES DEL CABLE AISLADO (VER DETALLES A, B, C Y D) DEBEN SER SUMINISTRADOS POR EL FABRICANTE DEL

CABLE.

6. EL FABRICANTE DEL POSTE DEBE DISEÑAR Y SUMINISTRAR EL ACOPLE ENTRE EL POSTE Y LOS SOPORTES DE LOS CABLES

AISLADOS.

7. LOS BRAZOS PARA EL SOPORTE DE LOS TERMINALES DEBEN SER SUMINISTRADOS POR EL FABRICANTE DEL POSTE.

8. LA ESCALERA DE ASCENSO DE LOS OPERARIOS DE MANTENIMIENTO DEBE SER SUMINISTRADA POR EL FABRICANTE DEL

POSTE.

9. LAS DIMENSIONES DE LOS DETALLES A, B Y C SON INDICATIVAS Y DEBEN AJUSTARSE A LA INFORMACIÓN DEL PROVEEDOR

DEL CABLE.

10. LA LÍNEA DE VIDA DEBE SER SUMINISTRADA POR EL FABRICANTE DEL POSTE.

11. LAS ABRAZADERAS SERÁN FIJADAS CON TORNILLO M12

12. EL DIÁMETRO DEL CABLE ES APROX. 127 mm

CUBIERTA METÁLICA DE

PROTECCIÓN CABLES AISLADOS

(Nota 1)

2MODIFICACIÓN EN SILUETA Y CARGAS

H FANDIÑO


3ACTUALIZACIÓN CARGAS DE CIMENTACIÓN

H FANDIÑO


A

B

B

B

D

B

D

A

B

B

A

B

B

D

CIMENTACIÓN

ESTRUCTURA DE TRANSICIÓN

4


ANEXO B

Memorias de cálculo de la cimentación

Pagina 1 de 4

.

CAISSON Version 13.20 2:40:41 p. m. martes, 22 de septiembre de 2015

Consultores Unidos - Colombia

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

* *

* CAISSON - Pier Foundations Analysis and Design - Copyright Power Line Systems, Inc. 1993-2013 *

* *

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

Project Title: LT 230 KV CARTAGENA - BOLIVAR

Project Notes: POSTE TRANSICION 30m - 2

Calculation Method: Conservative 4CD

******* I N P U T D A T A

Pier Properties

Diameter Distance Concrete Steel

of Top of Pier Strength Yield

above Ground Strength

(m) (m) (MPa) (MPa)

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

2.00 0.25 21.00 420.00

Soil Properties

Layer Type Thickness Depth at Top Density CU KP PHI

of Layer

(m) (m) (N/m^3) (Pa) (deg)

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

1 Clay 1.00 0.00 16000.0 49999.8

2 Clay 1.00 1.00 19000.0 199999.8

3 Clay 1.00 2.00 19000.0 199999.8

4 Clay 1.00 3.00 19000.0 199999.8

5 Clay 1.00 4.00 19000.0 199999.8

6 Clay 3.00 5.00 19000.0 199999.8

Pagina 2 de 4

.

Design (Factored) Loads at Top of Pier

Moment Axial Shear Additional Safety

Load Load Factor Against

Soil Failure

(kN-m) (kN) (kN)

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

1571.0 123.0 71.00 2.00

******* R E S U L T S

Pagina 3 de 4

.

Calculated Pier Properties

Length Weight Pressure Pressure Total

Due To Due To End-Bearing

Axial Load Weight Pressure

(m) (kN) (Pa) (Pa) (Pa)

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

3.981 294.711 39152.1 93809.5 132961.6

Ultimate Resisting Forces Along Pier

Type Distance of Top of Layer Thickness Density CU KP Force Arm

to Top of Pier

(m) (m) (N/m^3) (Pa) (kN) (m)

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

Clay 0.25 1.00 16000.0 49999.8 400.00 0.75

Clay 1.25 1.00 19000.0 199999.8 1600.00 1.75

Clay 2.25 0.29 19000.0 199999.8 457.09 2.39

Clay 2.54 0.71 19000.0 199999.8 -1142.91 2.89

Clay 3.25 0.73 19000.0 199999.8 -1169.92 3.62

Shear and Moments Along Pier

Distance below Shear Moment Shear Moment

Top of Pier (with Safety Factor) (with Safety Factor) (without Safety Factor) (without Safety Factor)

(m) (kN) (kN-m) (kN) (kN-m)

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

0.00 144.3 3342.5 72.1 1671.2

0.40 85.0 3395.5 42.5 1697.8

0.80 -74.2 3397.7 -37.1 1698.8

1.19 -233.5 3336.4 -116.7 1668.2

1.59 -803.7 3141.4 -401.9 1570.7

1.99 -1440.7 2694.6 -720.3 1347.3

2.39 -2077.7 1994.2 -1038.8 997.1

2.79 -1911.0 1141.2 -955.5 570.6

3.18 -1274.0 507.2 -637.0 253.6

3.58 -637.0 126.8 -318.5 63.4

3.98 0.0 0.0 0.0 0.0

Pagina 4 de 4

.

Reinforcement and Capacity

Total Reinforcement Usable Usable

Reinforcement Area Axial Moment

Percent Capacity Capacity

(mm^2) (kN) (kN-m)

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

0.32 10053.12 123.0 3184.0

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