Casos recientes de aplicación de la
metodología de análisis Hidro-Energético
con herramientas generadas por Watergy
con apoyo del MLED.
Ponente: M. I. Carlos Espino Godínez
Watergy México A.C.
Consumo Energético del Sistema de Agua Potable de 8’303,390
kWh/mes 99’640,680 kWh/año con un costo energético promedio
mensual de $14’568,010.00. (Jul-2012 a Ago-2013)COBERTURA ELECTROMECÁNICA CAPAMA
No. ESTACIONES No. Sitios No. Equipos. HPCONSUMO PROMEDIO MENSUAL
KWH COSTO ($)
1 CAPTACIÓN 30 66 6,567 2,689,620 4,687,787.00
2 CONDUCCIÓN 12 55 14595 3,509,120 6,116,669.00
3 DISTRIBUCIÓN 79 191 8,547 751,504 1,361,626.00
4 REB DE AGUAS NEGRAS 11 45 1,906 206,564 363,192.00
5 PLANTAS DE TRATAMIENTO DE AGUAS NEGRAS 19 414 10,593 1,146,582 2,038,736.00
TOTALES 151 771 42,206.30 8,303,390 14,568,010.00
CAPTACIÓN
32.39%
CONDUCCIÓN
42.26%
DISTRIBUCIÓN
9.05%
REB DE AGUAS
NEGRAS2.49%
PLANTAS DE
TRATAMIENTO DE AGUAS NEGRAS
13.81%
Balance de Consumo Energético CAPAMA El 83.7% del Consumo
Energético Total en CAPAMA lo
conforman los sistemas de
Captación, Conducción, y
Distribución. Por consiguiente,
como parte de los acuerdos
establecidos, se decidió
evaluar en la Auditoría, los
equipos de bombeo de estos
tres sistemas de agua potable.
Estos representan el 95.85% del consumo energético de los sistemas de
Captación, Conducción y Distribución de agua potable y el 80.23% del
Consumo Energético Total de CAPAMA.
(promedio mensual en Julio 2012 –Agosto 2013)
Sistema
Promedio Anual (kWh)
[CAPAMA]
Capta
cio
nes
PAPAGAYO II 22,982,400
POZO RADIAL 4,359,600
POZO RANEY * 3,427,200
LOMAS DE CHAPULTEPEC POZO 1 -
LOMAS DE CHAPULTEPEC POZO 2 * -
SAN ISIDRO GALLINERO POZO 1 16,476
SAN ISIDRO GALLINERO POZO 2 15,024
SUB TOTAL CAPTACIONES 30,800,700
Conduccio
nes
REBOMBEO PLANTA Y PROCESO PLANTA
POTABILIZADORA 10,454,400
REBOMBEO CRUCES 12,667,200
REBOMBEO PAPAGAYO 5,896,800
REBOMBEO TUNEL ALTO 3,873,600
TANQUE RENACIMIENTO 3,561,600
PUERTO MARQUES 1,512,000
ESCÉNICA III 1,209,600
ESCÉNICA II 1,180,800
ESCÉNICA IV 1,058,400
TÚNEL ALTO 369,600
TÚNEL BAJO 130,560
TANQUE MIRADOR COLOSO 194,880
SUB-TOTAL CONDUCCIONES 42,109,440
Sistema
Promedio Anual (kWh)
[CAPAMA]
Dis
trib
ucio
nes
5 DE MAYO 164,460
ALTA PROGRESO 569,280
ALTAMIRA I 149,760
CLUB DEPORTIVO 126,180
FRACC. MIRAMAR 178,560
JARDÍN TEHUACÁN 291,840
LA SUIZA 430,080
LIBERTAD I 211,200
MORELOS I 411,600
MORELOS III 335,040
NAVIDAD LLANO LARGO 513,600
PALMA SOLA 524,160
PASO LIMONERO 240,000
PIRULES BRISAMAR 305,280
RANCHEROS BRISAMAR 188,160
TANQUE JARDÍN 445,440
VENTA ZAPATA 1,353,600
ZAPATA I 197,412
ZAPATA II 190,080
SUB-TOTAL DISTRIBUCIÓN 6,825,732
79,735,872
Los equipos con mayor consumo energético y evaluados en la presente
auditoría en los sistemas de Captación, Conducción y Distribución,
representaron un consumo energético de 6’661,529 kWh/mes y un costo de
$11’611,388.00.
El Índice Energético Global es de
0.939 kWh/m3
Y el Costo Unitario de Bombeo (CUB) es de:
$1.54 /m3
Línea Base
Consumo Energético Actual = 96’776,880 kWh/año
Costo Energético Actual = $158’709,065.82/año
Producción Anual de Agua Actual = 103’040,053.50 m3/año
(3,267 l/s)
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Pozo Radial Papagayo I
BNJ-18DC-1paso
Max Eff
B1
B2
B3
B1 Real Op.
B2 Real Op.
B3 Real Op.
Eff Bomba %
Energía Perdida
en Conductores Eléctricos
0.30%
Energía perdida
en el Motor5.23%
Energía perdida
en la Bomba43.04%
Energía perdida
en la Succión y Descarga
0.15%
Energía perdida
en Conducción y Carga2.44%
Energía perdida
en Fugas de agua4.88%
Trabajo Útil
43.96%
Balance Energético en Captaciones
Las pérdidas en conjuntos Bomba Motor representan las componentes de
mayor porcentaje de los equipos en CAPTACIONES (48.27%).
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Captación Papagayo II
BNJ-18DC-3pasos
Max Eff Diseño
B1
B2
B3
B1 Real Op.
B2 Real Op.
B3 Real Op.
Eff Bomba %
Prácticamente todas las Bombas de la
Captación Papagayo II, están
trabajando fuera de su punto óptimo de
operación.
Las bombas del Pozo Radial, de la
Captación Papagayo I,(cambio antes de
evaluación)en menor medida que las
de Papagayo II.
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Captación Papagayo IISistema de bombeo en paralelo
BNJ-18DC-3pasos 2 Bombas3 Bombas 4 Bombas5 Bombas 6 Bombas7 Bombas B1B1,B2 B1,B2,B3B1,B2,B3,B4 B1,B2,B3,B4,B5B1,B2,B3,B4,B5,B6 B1,B2,B3,B4,B5,B6,B7Carga-Gasto Línea Linea de Conducción con niv din 11 m y 4.15 m en tanque de oscilaciónLinea de Conducción con niv din 15 m y 6 m en tanque de oscilación
Línea Cond.Carga 63.8mGasto 1741 lps
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
0 200 400 600 800 1000 1200
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Pozo Radial Papagayo ISistema de bombeo en paralelo
BNJ-18DC-1paso 2 Bombas3 Bombas B1B1,B2 B1,B2,B3Carga-Gasto Línea Linea de Conducción con niv din 14.6 m y 1.8m en tanque de oscilaciónLinea de Conducción con niv din 18.6 m y 5 m en Tanque de Oscilación
Línea Cond.Carga 38.87mGasto 578 lps
Análisis de comportamiento de curvas de sistemas de bombeo
operando en Paralelo.
Con el modelo de
simulación calibrado, se
analiza el comportamiento
de operación en paralelo
de los equipos de bombeo,
y se compara con la curva
del sistema hidráulico.
Para un gasto en la línea de
conducción de 1740 lps,
Actualmente se tienen que
utilizar 7 equipos,
De acuerdo al Diseño, ese
gasto se daría con solo 5
equipos.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
-0+10 0+90 0+190 0+290 0+390 0+490 0+590 0+690 0+790
Ele
va
ció
n (
msn
mm
)
Cadenamiento (km+mmm)
Perfil Piezométrico Línea de Pozo Radial a Caja Oscilación Papagayo I
Tubería Piezométrica
Pozo RadialPapagayo I
Caja Oscilación Papagayo 1
Q = 570.65 l/sv = 1.29 m/shf = 1.57 m/km
Htot = 37.39 m
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0+0 0+200 0+400 0+600 0+800 1+000 1+200 1+400 1+600
Ele
va
ció
n (
msn
mm
)
Cadenamiento (km+mmm)
Perfil Piezométrico Línea de Captación Papagayo II a Caja de Oscilación
Cota (m) Altura (m)
Caja de OscilaciónPapagayo II
Captacion Papagayo II
Q=1708 l/sv = 0.97 m/shf = 0.42 m/km
Htot = 63.96 m
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0+0 0+100 0+200 0+300 0+400 0+500 0+600
Ele
va
ció
n (
msn
mm
)
Cadenamiento (km+mmm)
Perfil Piezométrico Línea de Pozo 1 a Caja de Oscilación Lomas de Chapultepec
Cota (m) Altura (m)
Caja de Oscilacion Lomas de
Pozo 1Lomas de Chapultepec
Q=1400.98 l/sv=1.62 m/shf = 1.64 m/km
Htot = 67.80 m
Análisis del Perfil hidráulico de las líneas de conducción de las
Captaciones a su respectiva Caja de Cambio de Régimen.
• Perfiles piezométricos reflejan muy
pocas perdidas.
• Funcionamiento hidráulico Adecuado.
Pocas pérdidas de carga corroboran el
bajo porcentaje en el Balance Energético
de las Conducciones (2.44%)
Energía Perdida
en Conductores Eléctricos
0.44%
Energía perdida
en el Motor5.71%
Energía perdida
en la Bomba32.62%
Energía perdida
en la Succión y Descarga
0.07%Energía perdida
en Conducción y Carga8.55%
Energía perdida
en Fugas de agua5.26%
Trabajo Útil
47.36%
Balance Energético en Sistemas de Conducción
Las Pérdidas en el conjunto motor-bomba 38.3% y Pérdidas de Carga
en el orden del 8.55% en los sistemas de Bombeo de CONDUCCIONES
Eficiencia Electromecánica Promedio de Equipos en Conducción 60.64% no es un
valor tan bajo.
0
50
100
150
200
250
300
350
0+0 0+500 1+000 1+500 2+000 2+500 3+000 3+500 4+000 4+500
Elev
ació
n (m
snm
m)
Cadenamiento (km+mmm)
Perfil Piezométrico Línea de Puerto Marquez Escenicas a Badera Linea existente
Cota (m) Perfil comportamiento Actual Perfil con conducción libre
Bandera Linea Existente
RB Puerto Marquez
Qmedio=255 l/s
Pérdida adicional= 8.31 m
Pérdida adicional= 3.12 m
Pérdida adicional= 19.32 m
Pérdida adicional= 14.79 m
RB Escénica II
RB Escénica III
RB Escénica IV
Análisis del Perfil hidráulico de las líneas de conducción
CASO SISTEMA DE BOMBEO PUERTO MARQUES-ESCÉNICAS A
TANQUE BANDERAS.
• Simular obstrucción en la tubería para su calibración.
• PERDIDA DE CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE LA LÍNEA EXISTENTE.
• Línea azul representa el comportamiento de una línea de 18” sin obstrucción, en operación
normal con rugosidad de una tubería con antigüedad de mas de 5 años (0.09 mm).
Proyectos de Ahorro e Incremento de la Eficiencia Energética en los
sistemas de bombeo en Captaciones.
CAP-1: Reducción del costo y consumo energético mediante la sustitución de
equipo de bombeo en la Captación Papagayo I, y el cambio de tarifa eléctrica
de 06 a HM.
CAP-2: Incremento de Eficiencia Electromecánica, cambio de operación y
cambio de tarifa de 06 a HM en Equipos de Bombeo de la Captación
Papagayo II.
CAP-3: Cambio de operación para cambio de tarifa y paro en hora punta,
operando 4 equipos en cada pozo de la Captación Lomas de Chapultepec
VALIDACIÓN TÉCNICA DE LA MEDIDA DE AHORRO DE LA CAPTACIÓN
PAPAGAYO II
Dotación Actual = (103’040,054*1000) / (183,568* 365) =
Dotación Actual = 344.31 l/hab día.
Padrón de Septiembre de 2013 177,237 tomas domésticas
Censo de INEGI 2010 4.626 habitantes por casa habitación
4.626 x 177,237 = 819,900 habitantes servidos
Parámetro Valor (l/hab/día)
Dotación Producción Actual 344.31
Consumo Unitario por extracciones 43.66
Consumo unitario por purgas y retro lavados 12.13
Dotación Distribución 288.53
CU Dom 121.64
CU NO Dom 18.32
No contabilizado 148.56
% Agua No Contabilizada 51.49%
Demanda – Dotación real = 290 l/hab/día.
DOTACIÓN Y GASTOS DE DISEÑO
GASTO DE PRODUCCIÓN DE DISEÑO
Crecimiento Anual de 1.6425 %, (según promedio de crecimiento CONAPO)
819,900 HAB actuales, a un periodo de 7 años, (2013 a 2020)
Población 2020 = 914,172 habitantes.
Gasto Medio Anual Distribución = 3,068.4 l/s
Extracciones y agua para proceso de potabilización: 451.6 l/s
GASTO MEDIO ANUAL DE PRODUCCIÓN 2020= 3520 l/s
Captación
Gasto medio anual de
producción propuesto (l/s)
Papagayo I 1,050
Papagayo II 1,070
Lomas Chapultepec 1,400
Total 3,520
VALIDACIÓN TÉCNICA DE LA MEDIDA DE AHORRO DE LA CAPTACIÓN
PAPAGAYO IIPaso 1.- Se escoge equipo de bombeo para dar un gasto medio de producción
de 1,070 l/s.
Del análisis de la curva Gasto-Carga del sistema de conducción en papagayo 2,
para 1,070 l/s, se espera una carga entre 60 y 66 m.
Se seleccionan bombas de 220 l/s a 66 mca. (4 a 5 bombas operando)
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600 2800
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Captación Papagayo IICurva del Sistema Hidráulico
Linea de Conducción con niv din 11 m y 4.15 m en tanque de oscilación
Linea de Conducción con niv din 15 m y 6 m en tanque de oscilación
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
0 50 100 150 200 250 300
Efi
cien
cia
Bo
mb
a %
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Captación Papagayo II Bomba Turbina Vertical Alternativa a) Turbinas
Verticales
Propuesta: Marca BNJ, modelo 16
CHC a 3 pasos
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Efic
ien
cia
Bo
mb
a %
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Captación Papagayo IIBomba Sumerbible para agua cruda Alternativa b) Sumergibles
agua cruda
Propuesta: Marca FLYGT,
modelo NP 3231/766 3~ 480
Paso 2.- Construir curvas de operación del sistema de bombeo en
paralelo, con ayuda del modelo.
Ingresando curvas de bombas y
eficiencia, al modelo se determina
Gasto-Carga y Potencia para el
sistema en paralelo.
De 1 a 6 equipos Operando.
No
Equipos Gasto (l/s) Carga (m)
Pres.
Descarga
(mca)
Potencia
Hidráulica
(Pw kW)
Potencia
Eléctrica
(Pe kW)
EF EM
Esperada
6 1326.18 66.15 53.49 860.6 1259.4 68.33%
5 1112.45 65.69 53.03 716.88 1050 68.27%
4 894.89 65.31 52.64 573.35 840.32 68.23%
3 674.14 65 52.33 429.87 630.39 68.19%
2 450.89 64.77 52.1 286.49 420.32 68.16%
1 225.91 64.63 51.95 143.23 210.17 68.15%
No
Equipos Gasto (l/s) Carga (m)
Pres.
Descarga
(mca)
Potencia
Hidráulica
(Pw kW)
Potencia
Eléctrica
(Pe kW)
EF EM
Esperada
6 1265.44 65.93 53.35 818.45 1169.17 70.00%
5 1068.35 65.54 52.94 686.89 979.92 70.10%
4 864.16 65.21 52.59 552.81 787.7 70.18%
3 653.95 64.93 52.3 416.54 593.04 70.24%
2 438.88 64.72 52.09 278.65 396.46 70.28%
1 220.31 64.59 51.98 139.59 198.53 70.31%
Alternativa a) Turbinas
Verticales
Alternativa b) Sumergibles
agua cruda
Paso 2.- Construir curvas de operación del sistema de bombeo en
paralelo, con ayuda del modelo.
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
Efi
cie
nci
a E
lect
rom
ecá
nic
a
%
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Captación Papagayo II Sistema de bombeo en paralelo con Bombas Verticales Nuevas Propuestas
----- Eficiencia Electromecánica Esperada─ Comportamientohidráulico esperado del sistema● Puntos de operación esperados
Alternativa a) Turbinas Verticales
Paso 2.- Construir curvas de operación del sistema de bombeo en
paralelo, con ayuda del modelo.
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
Efic
ien
cia
Ele
ctro
me
cán
ica
%
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Captación Papagayo II Sistema de bombeo en paralelo con Bombas Sumergibles para agua cruda Propuestas
----- Eficiencia Electromecánica Esperada─ Comportamientohidráulico esperado del sistema● Puntos de operación esperados
Alternativa b) Sumergibles agua cruda
Paso 3.- Se determina de acuerdo a los datos Carga-Gasto y Número de
Equipos el Tiempo de Operación requerido en 24 horas para producir el
gasto promedio de diseño.
No
Equipos
Gasto Medio
del sistema
(l/s)
Demanda
Eléctrica
Motores (Pe)
kW
Máx. de
Demanda
Eléctrica (Pe)
kW
Propuesta de
horas
operación
diaria
Gasto Medio
Producido Real
(l/s)
6 1326.18 1259.40 1273.25 6 331.55
5 1112.45 1050.00 1061.55 8 370.82
4 894.89 840.32 849.56 10 372.87
3 674.14 630.39 637.32 0 0.00
2 450.89 420.32 424.94 0 0.00
1,075.23
No
Equipos
Gasto Medio
del sistema
(l/s)
Demanda
Eléctrica
Motores (Pe)
kW
Máx de
Demanda
Eléctrica (Pe)
kW
Propuesta de
horas
operación
diaria
Gasto Medio
Producido Real
(l/s)
6 1265.44 1169.17 1182.03 6 316.36
5 1068.35 979.92 990.70 13 578.69
4 864.16 787.70 796.36 5 180.03
3 653.95 593.04 599.56 0 0.00
2 438.88 396.46 400.82 0 0.00
1,075.08
Alternativa a)
Turbinas
Verticales
Alternativa b)
Sumergibles
agua cruda
Paso 4.- Se estima el consumo energético en 24 horas de acuerdo al
número de horas de operación propuesta, parando en punta la mayor
cantidad de equipos posible.
Hora
Propuesta de
No Equipos
Operando
Gasto
Producido
(l/s)
Gasto
Requerido
(l/s)
Diferencia
(l/s)
Diferencia
acumulada
Potencia
Máxima PE
(KW)
0-1 6 1326.18 1070 256.18 256.18 1273.25
1-2 6 1326.18 1070 256.18 512.36 1273.25
2-3 6 1326.18 1070 256.18 768.54 1273.25
3-4 6 1326.18 1070 256.18 1024.72 1273.25
4-5 6 1326.18 1070 256.18 1280.9 1273.25
5-6 6 1326.18 1070 256.18 1537.08 1273.25
6-7 5 1112.45 1070 42.45 1793.26 1061.55
7-8 5 1112.45 1070 42.45 1835.71 1061.55
8-9 5 1112.45 1070 42.45 1878.16 1061.55
9-10 5 1112.45 1070 42.45 1920.61 1061.55
10-11 5 1112.45 1070 42.45 1963.06 1061.55
11-12 5 1112.45 1070 42.45 2005.51 1061.55
12-13 4 894.89 1070 -175.11 2047.96 849.56
13-14 4 894.89 1070 -175.11 1872.85 849.56
14-15 4 894.89 1070 -175.11 1697.74 849.56
15-16 4 894.89 1070 -175.11 1522.63 849.56
16-17 4 894.89 1070 -175.11 1347.52 849.56
17-18 4 894.89 1070 -175.11 1172.41 849.56
18-19 4 894.89 1070 -175.11 997.3 849.56
19-20 4 894.89 1070 -175.11 822.19 849.56
20-21 4 894.89 1070 -175.11 647.08 849.56
21-22 4 894.89 1070 -175.11 471.97 849.56
22-23 5 1112.45 1070 42.45 296.86 1061.55
23-24 5 1112.45 1070 42.45 339.31 1061.55
Total 1.58 24,627.56
El caudal de balance
final (entradas vs
salidas) debe ser
>= 0
Al sumar demanda
eléctrica se obtiene
el consumo
energético
esperado diario de
24,627.56 kWh/día
Alternativa a)
Turbinas
Verticales
Paso 4.- Se estima el consumo energético en 24 horas de acuerdo al
número de horas de operación propuesta, parando en punta la mayor
cantidad de equipos posible.
El caudal de balance
final (entradas vs
salidas) debe ser
>= 0
Al sumar demanda
eléctrica se obtiene
el consumo
energético
esperado diario de
23,953.10 kWh/día
Hora
Propuesta
de No
Equipos
Operando
Gasto
Producido
(l/s)
Gasto
Requerido
(l/s)
Diferencia
(l/s)
Diferencia
acumulada
Potencia
Máxima PE
(KW)
0-1 6 1265.44 1070 195.44 195.44 1182.03
1-2 6 1265.44 1070 195.44 390.88 1182.03
2-3 6 1265.44 1070 195.44 586.32 1182.03
3-4 6 1265.44 1070 195.44 781.76 1182.03
4-5 6 1265.44 1070 195.44 977.2 1182.03
5-6 6 1265.44 1070 195.44 1172.64 1182.03
6-7 5 1068.35 1070 -1.65 1368.08 990.70
7-8 5 1068.35 1070 -1.65 1366.43 990.70
8-9 5 1068.35 1070 -1.65 1364.78 990.70
9-10 5 1068.35 1070 -1.65 1363.13 990.70
10-11 5 1068.35 1070 -1.65 1361.48 990.70
11-12 5 1068.35 1070 -1.65 1359.83 990.70
12-13 5 1068.35 1070 -1.65 1358.18 990.70
13-14 5 1068.35 1070 -1.65 1356.53 990.70
14-15 5 1068.35 1070 -1.65 1354.88 990.70
15-16 5 1068.35 1070 -1.65 1353.23 990.70
16-17 5 1068.35 1070 -1.65 1351.58 990.70
17-18 5 1068.35 1070 -1.65 1349.93 990.70
18-19 4 864.16 1070 -205.84 1348.28 796.36
19-20 4 864.16 1070 -205.84 1142.44 796.36
20-21 4 864.16 1070 -205.84 936.6 796.36
21-22 4 864.16 1070 -205.84 730.76 796.36
22-23 4 864.16 1070 -205.84 524.92 796.36
23-24 5 1068.35 1070 -1.65 319.08 990.70
Total 1.99 23,953.10
Alternativa b)
Sumergibles
agua cruda
Paso 5.- A partir de la demanda eléctrica de acuerdo al horario de trabajo, y el
consumo diario, se calcula los consumos energéticos en horario base,
intermedio y punta, y se determina el consumo total anual esperado y el
costo estimado (tarifas a diciembre de 2013).
Energía (kWh/año)
base interm punta
Verano
lunes a viernes 1,038,975 2,079,292 231,081
sábado 243,630 445,942 0
domingo y festivos 638,584 149,497 0
Sub-total 1,921,189 2,674,730 231,081
Invierno
lunes a viernes 886,184 1,576,415 394,197
sábado 234,303 315,979 40,779
domingo y festivos 554,080 160,119 0
Sub-total 1,674,567 2,052,513 434,977
GRAN TOTAL
3,595,756 4,727,244 666,058
8,989,05840.00% 52.59% 7.41%
Demanda (kW)
base interm punta Facturable
Verano
lunes a viernes 1,273 1,062 850
913.16
sábado 1,273 1,062 0
domingo y
festivos 1,273 1,062 0
Máxima 1,273 1,062 850
Invierno
lunes a viernes 1,273 1,062 850
913.16
sábado 1,273 1,062 850
domingo y
festivos 1,273 1,062 0
Máxima 1,273 1,062 850
TARIFA HM OPERACIÓN con paro
en hora punta
Demanda facturable 913 kW
Energía de base 3,595,756 kWh/año
Energía intermedia. 4,727,244 kWh/año
Energía de punta 666,058 kWh/año
Cargo por DF 177.02 $/kW
Cargo por Eb 1.09 $/kWh
Cargo por Ei 1.31 $/kWh
Cargo por Ep 2.12 $/kWh
Facturación anual 13,463,876 $/año
Alternativa a)
Turbinas
Verticales
Paso 5.- A partir de la demanda eléctrica de acuerdo al horario de trabajo, y el
consumo diario, se calcula los consumos energéticos en horario base,
intermedio y punta, y se determina el consumo total anual esperado y el
costo estimado (tarifas a diciembre de 2013).
Energía (kWh/año)
base interm punta
Verano
lunes a viernes 1,038,975 2,079,292 231,081
sábado 243,630 445,942 0
domingo y festivos 638,584 149,497 0
Sub-total 1,921,189 2,674,730 231,081
Invierno
lunes a viernes 886,184 1,576,415 394,197
sábado 234,303 315,979 40,779
domingo y festivos 554,080 160,119 0
Sub-total 1,674,567 2,052,513 434,977
GRAN TOTAL
3,595,756 4,727,244 666,058
8,989,05840.00% 52.59% 7.41%
Demanda (kW)
base interm punta Facturable
Verano
lunes a viernes 1,273 1,062 850
913.16
sábado 1,273 1,062 0
domingo y
festivos 1,273 1,062 0
Máxima 1,273 1,062 850
Invierno
lunes a viernes 1,273 1,062 850
913.16
sábado 1,273 1,062 850
domingo y
festivos 1,273 1,062 0
Máxima 1,273 1,062 850
TARIFA HM OPERACIÓN con paro
en hora punta
Demanda facturable 913 kW
Energía de base 3,595,756 kWh/año
Energía intermedia. 4,727,244 kWh/año
Energía de punta 666,058 kWh/año
Cargo por DF 177.02 $/kW
Cargo por Eb 1.09 $/kWh
Cargo por Ei 1.31 $/kWh
Cargo por Ep 2.12 $/kWh
Facturación anual 13,463,876 $/año
Alternativa b)
Sumergibles
agua cruda
Paso 6.- Se define Catálogo de Conceptos y se Estiman Costos, y
Evalúa Costo-BeneficioAbrir Catalogo de
Conceptos
a) b)
Parámetro UnidadesSituación Actual
DiagnósticoEsperado
Diferencia
contra sit.
Actual
% Esperado
Diferencia
contra sit.
Actual
%
Energía Total kWh/año 22,664,288 8,989,058 -13,675,230 -60.34% 8,742,881 -13,921,407 -61.42%
Facturación anual $/año $37,163,948 $13,463,876 -$23,700,072 -63.77% $13,023,195 -$24,140,753 -64.96%
RESUMEN EVALUACIÓN DE BENEFICIO ENERGÉTICO
CAP-2 a) CAP-2 b)
Inversión: $6,214,476 $15,481,521
Ahorros: $23,700,072 $24,140,753
Tasa de Retorno de la inversión: 0.26 0.64
La alternativa a) es mas rentable a simple vista, sin embargo la alternativa b)
que también se paga en menos de un año es la mas recomendable, ya que el
equipo es adecuado para las condiciones de agua cruda que se está
bombeando, por lo que requiere menos costo de mantenimiento.
Proyectos de Ahorro e Incremento de la Eficiencia Energética sistemas
de conducción.
CON-1: Incremento de eficiencia hidroenergética por sustitución de línea de
conducción del sistema de bombeo de Puerto Marqués a Tanque Bandera,
cambio de equipos a nuevo punto de operación y cambio de tarifa a HM con
paro en hora punta.
CON-2: Mejora de eficiencia electromecánica, cambio de operación y cambio
de tarifa a HM con paro en hora punta en el Rebombeo Papagayo I
CON-3: Mejora de eficiencia electromecánica y cambio de tarifa a HM con paro
en hora punta en estación de Bombeo de Planta Potabilizadora.
CON-4: Mejora de eficiencia electromecánica y cambio de tarifa a HM con paro
en hora punta en Rebombeo Cruces
CON-5: Mejora de eficiencia electromecánica y cambio de tarifa a HM con paro
en hora punta en rebombeo Renacimiento
CON-6: Mejora de eficiencia electromecánica de la bomba 2 del Rebombeo
Mirador Coloso por tener baja eficiencia
VALIDACIÓN TÉCNICA DE LA MEDIDA DE AHORRO PARA EL SISTEMA DE
CONDUCCIÓN PUERTO MARQUES-ESCÉNICAS
CON-1: Incremento de eficiencia hidroenergética por sustitución de línea de
conducción del sistema de bombeo de Puerto Marqués a Tanque Bandera, cambio
de equipos a nuevo punto de operación y cambio de tarifa a HM con paro en hora
punta.
Paso 1.- Se obtienen los gastos medios anuales de entrega a partir de las
mediciones realizadas durante el diagnóstico y a los tiempos de operación
obtenidos de las bitácoras y entrevistas con el personal operativo , y se define el
gasto para cada equipo de bombeo de acuerdo a la bomba instalada
No Equipos Gasto medido (l/s) Q por equipo (l/s) Tiempo de Operación hr/día Gasto medio diario l/s
Línea de Conducción RB Marqués a Escénica 2
B1 + B2 265 132.5 6.46 71.27
B1 141 141 6.46 37.92
Gasto medio diario entregado (l/s) 109.20
Línea de Conducción Escénica 2 a Escénica 3
B1 + B2 207 103.5 11.4 98.67
Gasto medio diario entregado (l/s) 98.67
Línea de Conducción Escénica 3 a Escénica 4
B1 + B2 172.5 86.25 12.6 90.26
Gasto medio diario entregado (l/s) 90.26
Línea de Conducción Escénica 4 a Tanque Bandereas
B1 + B2 184 92 10.49 80.44
Gasto medio diario entregado (l/s) 80.44
Estación de bombeo
Gasto por
equipo (l/s)
Gasto máximo con
2 equipos (l/s)
Puerto Marqués a Escénica 2 130 260
Escénica 2 100 200
Escénica 3 100 200
Escénica 4 100 200
2º Paso: Se integra en el modelo los gastos para cada equipo de bombeo, y
se realiza la simulación operando dos equipos de bombeo en paralelo para
dar el máximo gasto, para las dos alternativas, con el objeto de definir la
carga total de bombeo.
2º Paso: Se definen las cargas de bombeo, utilizando la línea nueva de proyecto
y para las dos alternativas. Se construye el perfil hidráulico esperado.
-50
0
50
100
150
200
250
300
350
0+0 0+500 1+000 1+500 2+000 2+500 3+000 3+500 4+000 4+500
Ele
va
ció
n (
msn
mm
)
Cadenamiento (km+mmm)
Perfil Piezométrico Línea de Puerto Marquez Escenicas a Badera Linea Nueva
Tubería Perfil Alternativa b) Perfil Alternativa a)
Tanque Bandera
Puerto Marquez Escenicas
Q= 220 l/s
Htot = 267.84 m
Escenica 2
Escenica 3
Escenica 4
Htot = 71.6m
Htot = 85.8m
Htot = 63.25 m
Htot = 65.0 m
Q= 260 l/s
Q= 200 l/s
Q= 200 l/s
Q= 200 l/s
Estación de bombeo
Gasto por
equipo (l/s)
Carga de
Diseño (m)
Puerto Marqués a Band. 110 267.8
Escénica 2 Fuera de servicio
Escénica 3 Fuera de Servicio
Escénica 4 Fuera de Servicio
Estación de bombeo
Gasto por
equipo
(l/s)
Carga de
Diseño (m)
Puerto Marqués a Esc 2 130 71.6
Escénica 2 100 85.8
Escénica 3 100 63.3
Escénica 4 100 65.0
Alternativa a)
Alternativa b)
3er Paso: Con la definición de Carga-Gasto de los equipos de bombeo, se realiza
la simulación hidráulica para la operación de equipos en paralelo y obtener la
carga-gasto y demanda eléctrica para 1 y 2 equipos trabajando, para cada
alternativa.
No Equipos Gasto (l/s) Carga (m)
Pres.
Descarga
(m.c.a.)
Potencia
Hidráulica
(Pw kW)
Demanda
Eléctrica
(Pe kW) EF EM
Línea de Conducción RB Marqués a Tanque Bandera
2 220 268 269.16 578.4 848.24 68.19%
1 111.17 266.08 267.27 290.18 425.57 68.19%
Alternativa a)
Alternativa b)
No Equipos Gasto (l/s) Carga (m)
Pres.
Descarga
(m.c.a.)
Potencia
Hidráulica
(Pw kW)
Demanda
Eléctrica
(Pe kW) EF EM
Línea de Conducción RB Marqués a Escénica 2
2 260.2 71.6 73.08 182.76 267.84 68.23%
1 131.77 70.95 72.46 91.71 134.49 68.19%
Línea de Conducción Escénica 2 a Escénica 3
2 200 85.8 87.31 168.34 246.96 68.16%
1 101.04 85.23 86.87 84.48 123.89 68.19%
Línea de Conducción Escénica 3 a Escénica 4
2 200 63.25 62.79 124.1 182.02 68.18%
1 100.75 62.93 62.48 62.2 91.22 68.19%
Línea de Conducción Escénica 4 a Tanque Banderas
2 200 65 64.03 127.53 187.18 68.13%
1 100.84 64.69 63.62 63.99 93.48 68.45%
4º Paso.- Con el gasto y energía de demanda calculadas en la tabla anterior se
determina el número de equipos necesarios en operación para entregar el gasto
medio diario definido en el paso 1 Alternativa a)
Alternativa b)
No EquiposGasto Medio del
sistema (l/s)
Demanda Eléctrica
Motores (Pe) kW
Máx. de Demanda
Eléctrica (Pe) kW
Propuesta de
horas operación
diaria
Gasto Medio diario
Bombeado Real (l/s)
Estación Puerto Marqués
2 220.00 848.24 855.03 6 55.00
1 111.17 425.57 428.97 12 55.59
Requerido 109 18 110.59
No EquiposGasto Medio del
sistema (l/s)
Demanda Eléctrica
Motores (Pe) kW
Máx. de Demanda
Eléctrica (Pe) kW
Propuesta de horas
operación diaria
Gasto Medio diario
Bombeado Real (l/s)
Estación Puerto Marqués
2 260.20 267.84 269.98 6 65.05
1 131.77 134.49 135.57 8 43.92
Requerido 109 14 108.97Estación Escénica 2
2 200.00 246.96 248.94 12 100.00
1 101.04 123.89 124.88 0 0.00
Requerido 98.8 100Estación Escénica 3
2 200.00 182.02 183.48 11 91.67
1 100.75 91.22 91.95 0 0.00
Requerido 90.3 91.67Estación Escénica 4
2 200.00 187.18 188.68 10 83.33
1 100.84 93.48 94.23 0 0.00
Requerido 82.5 83.33
Hora
Propuesta de
No Equipos
Operando
Gasto
Producido
(l/s)
Gasto
Requerido
(l/s)
Diferencia
(l/s)
Diferencia
acumulada
Potencia
Máxima PE
(KW)
0-1 2 220 109.2 110.8 110.8 855.03
1-2 2 220 109.2 110.8 221.6 855.03
2-3 0 0 109.2 -109.2 332.4 0.00
3-4 0 0 109.2 -109.2 223.2 0.00
4-5 1 111.17 109.2 1.97 114 428.97
5-6 1 111.17 109.2 1.97 115.97 428.97
6-7 1 111.17 109.2 1.97 117.94 428.97
7-8 1 111.17 109.2 1.97 119.91 428.97
8-9 1 111.17 109.2 1.97 121.88 428.97
9-10 1 111.17 109.2 1.97 123.85 428.97
10-11 1 111.17 109.2 1.97 125.82 428.97
11-12 1 111.17 109.2 1.97 127.79 428.97
12-13 1 111.17 109.2 1.97 129.76 428.97
13-14 1 111.17 109.2 1.97 131.73 428.97
14-15 1 111.17 109.2 1.97 133.7 428.97
15-16 1 111.17 109.2 1.97 135.67 428.97
16-17 2 220 109.2 110.8 137.64 855.03
17-18 2 220 109.2 110.8 248.44 855.03
18-19 0 0 109.2 -109.2 359.24 0.00
19-20 0 0 109.2 -109.2 250.04 0.00
20-21 0 0 109.2 -109.2 140.84 0.00
21-22 0 0 109.2 -109.2 31.64 0.00
22-23 2 220 109.2 110.8 -77.56 855.03
23-24 2 220 109.2 110.8 33.24 855.03
Total 33.24 10,277.85
Se calcula hora a hora gastos de entrada y salida para determinar el
balance de gasto medio diario, demanda eléctrica y consumo de
energía en 24 horas
Alternativa a):
4,181,969
kWh/año
Alternativa b):
3,982,817
kWh/año
5º Paso.- A partir de la simulación de la operación se determina el consumo
energético diario y anual para los horarios de base, intermedia y punta según
horarios establecidos por CFE así como se realiza el cálculo del costo
energético correspondiente a la tarifa HM
TARIFA HM OPERACIÓN Con Paro en
Hora Punta
Demanda facturable 289 kW
Energía de base 1,489,234 kWh/año
Energía intermedia. 2,692,735 kWh/año
Energía de punta 0 kWh/año
Cargo por DF 177.02 $/kW
Cargo por Eb 1.09 $/kWh
Cargo por Ei 1.31 $/kWh
Cargo por Ep 2.12 $/kWh
Facturación anual 5,765,080 $/año
Alternativa a) Alternativa b)
TARIFA HM OPERACIÓN con paro en hora
punta
Demanda facturable 300 kW
Energía de base 1,167,628 kWh/año
Energía intermedia. 2,815,190 kWh/año
Energía de punta 0 kWh/año
Cargo por DF 177.02 $/kW
Cargo por Eb 1.09 $/kWh
Cargo por Ei 1.31 $/kWh
Cargo por Ep 2.12 $/kWh
Facturación anual 5,597,916 $/añoa) b)
Parámetro Unidades
Situación
Actual
Diagnóstico
Esperado
Diferencia
contra sit.
Actual
% Esperado
Diferencia
contra sit.
Actual
%
Energía Total kWh/año 4,950,358 4,181,969 -768,389 -15.52% 3,982,817 -967,541 -19.54%
Facturación anual $/año $8,120,189 $5,765,080 -$2,355,109 -29.00% $5,597,916 -$2,522,273 -31.06%
ES MAS BARATO ENERGÉTICAMENTE REALIZAR EL BOMBEO ESCALONADO EN LAS
ESTACIONES DE REBOMBEO ESCÉNICAS, QUE LLEVAR TODO EL GASTO HASTA EL TANQUE LA
BANDERA.
6º PASO.- Estimación de costo y evaluación costo-beneficio
CON-1 a) CON-1 b)
Inversión: $7,500,784.04 $5,324,792.04
Ahorros: $2,355,109.04 $2,522,272.90
Tasa de Retorno de la inversión: 3.18 2.11
DE ACUERDO AL ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO
TAMBIÉN LA ALTERNATIVA MAS RENTABLE ES
UTILIZANDO LOS REBOMBEOS DE LA ESCÉNICA, EN
LUGAR DE ENVIAR TODA EL AGUA CON UN SOLO
EQUIPO HASTA EL TANQUE BANDERAS.
Energía esperada en Captación
27,369,89428.28%
Ahorro de Energía en Captación15,544,236
16.06%
Energía esperada en Conducción
41,018,35842.38%
Ahorro de Energía en
Conducción5,734,077
5.93%
Energía esperada en Distribución
5,650,8285.84%
Ahorro de Energía en
Distribución1,459,488
1.51%
Distribución de Ahorros por Sistema contra consumo energético actual en kWh/año.
Al implementar los proyectos con mayor
potencial de ahorro se espera
El mayor potencial de Ahorro se da en los proyectos de Captaciones por lo que
se recomienda la implementación de estas medidas como prioritarias
Resumen por Tipo de Medidas de AhorroA. Medidas de
Mejora de
Instalaciones
B. Medidas de
Mejora en
Captaciones
C. Medidas de
Mejora en
Conducciones
D. Medidas de
Mejora de en
distribución
PROYECTOS A
IMPLEMENTAR INST-1
CAP 1-b), CAP 2-b),
CAP 3-b)
CON-1b), CON-2b),
CON-3b), CON-4b),
CON 5-b, CON-6 DIST-1 TOTAL
Energía total Actual 96,776,880 42,914,129 46,752,435 7,110,316 96,776,880
Costo Energético Actual $158,709,065.82 $70,372,751.11 $76,675,396.57 $11,660,918.13 $158,709,065.82
Costo de mantenimiento
anual estimado $7,620,000.00 $7,620,000.00
Energía Total Esperada
kWh/m3 157,986,968 27,369,894 41,018,358 5,650,828 74,039,079
Facturación anual Esperada
$/año $157,986,967.88 $40,909,258.61 $62,809,966.77 $9,277,233.13 $112,996,458.51
Ahorro Energía (kWh/año) 443,363 15,544,236 5,734,077 1,459,488 22,737,801
Ahorro Económico ($/año) $4,532,097.94 $29,463,492.50 $13,865,429.81 $2,383,685.00 $50,244,705
% Ahorro Energía vs Total 0.46% 36.22% 12.26% 20.53% 23.50%% Ahorro Económico vs
Total 2.72% 41.87% 18.08% 20.44% 31.66%
Inversión Total $11,813,344.50 $19,230,811.07 $20,319,430.97 $3,838,778.60 $55,586,615
Retorno de la inversión 2.61 0.65 1.47 1.61 1.11
Potencial Total de AhorroSistema Captaciones, conducciones y distribución
Medida de Ahorro Medidas de máximo potencial de ahorro para todos los sistemas.
Parámetro UnidadesSituación Actual
DiagnósticoTotal Esperado Diferencia %
Demanda Eléctrica kW 14454.1 10184.3 -4,269.83 -29.5%
Eficiencia Electromecánica % 54.91 69.27 14.36 26.1%
Gasto Medio Anual Producido l/s 3,267.38 3,538.82 271.44 8.3%
Volumen Producido Anual Total m3/año 103,040,054 111,600,306 8,560,253 8.3%
Energía Total kWh/año 96,776,880 74,039,079 -22,737,801 -23.5%
Costo de Mantenimiento Anual $/año $7,620,000.00 $3,087,902.06 -$4,532,097.94 -59.5%
Facturación anual $/año $158,709,065.82 $112,996,458.51 -$45,712,607.31 -28.8%
Costo Total Operación $/año $166,329,065.82 $116,084,360.57 -$50,244,705.25 -30.2%
Índice Energético kWh/m3 0.939 0.663 -0.276 -29.4%
Costo Unitario de Bombeo $/m3 $1.54 $1.01 -$0.53 -34.3%
Inversión Máxima Estimada $ $55,586,615.38
Retorno de la inversión años 1.22
• Un ahorro energético del orden de 23.5%.
• Un ahorro económico de hasta de $50’244,705.25/ año
• Un costo de inversión de implementación estimado en $55’586,615.38, a una tasa de
retorno promedio de 1.22 años (14.6 meses)
• Un Índice Energético de 0.663 kWh/m3 a un costo de producción de $1.01/m3
- 5,000,000 10,000,000 15,000,000 20,000,000 25,000,000 30,000,000
Energia Proporcionada
Conductores Eléctricos
Motor
Bomba
Succión y Descarga
Carga Hidráulica
Fugas y Trabajo Útil
26,164,205
25,949,542
23,634,544
13,867,539
13,785,113
11,068,422
9,961,581
Energía en kWh /año
Flujo de uso de energía
Disponible
Pérdida
Energía Perdida en Conductores
Eléctricos0.8%
Energía perdida en el Motor
8.8%
Energía perdida en la Bomba
37.3%
Energía perdida
en la Succión y Descarga
0.3%
Energía perdida
en Conducción y Carga
10.4%
Energía perdida
en Fugas de agua4.2%
Trabajo Útil38.1%
Balance Energético Actual General
De los 26’164,205 kWh/año
entregados en las acometidas
de las estaciones de bombeo,
9’961,582 kWh/año llegan en
forma de trabajo útil al usuario
Pierden 16’202,623 kWh/año,
lo cual representa un 61.29%
de la energía
Excesivas pérdidas
en el conjunto motor-
bomba, del orden del
46.1%
Pérdidas de carga
del 10%
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Captación Planta Potabilizadora Centro, Bombas 6 y 7
GOULDS [tamaño: 16x18-22] Diseño Bomba 6
Bomba 7 B6 Real Op. B7 Real Op.
Eff Bomba %
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Captación Planta Sur Oriente Bombas 50 HP
Flygt Punto Diseño Bomba 1 Bomba 3 Bomba 5
B1 Real Op. B3 Real Op. B5 Real Op. Eff Bomba %
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Captación Planta Potabilizadora Centro Bomba 4
Fairbanks [curva: 14-10x12x18D-1175 Rev 7/17/13] Diseño
Bomba 4 B4 Real Op.
Eff Bomba %
Análisis de las Curvas de Operación de Bombas
La mayoría de los equipos
de bombeo se encuentran
trabajando muy por debajo
de su curva original
¿Será este un factor de las
pérdidas en la bomba obtenidas en
el Balance Energético?
100
105
110
115
120
125
130
135
140
0+0 0+100 0+200 0+300 0+400 0+500 0+600
Ele
va
ció
n (
msn
mm
)
Cadenamiento (km+mmm)
Perfil Piezométrico Línea de Conducción Captación Planta Potabilizadora Sur Oriente
Tubería 5 Bombas 2 Bombas Grandes 3 Bombas Chicas 4 Bombas válvula abierta
Captación Rio Bravo Sur Oriente
Q= 190.24l/s
Hb = 28.41 m
Hb = 19.1m
Q= 554.46l/s
Q= 544.88 l/s
Q= 594.21l/s
Planta PotabilizadoraSur Oriente
He= 16.89m
Hf= 9.06 m
Cota NA =121.89 msnmmm
Cota NA =105 msnmmm
Análisis de Líneas de Conducción
PROYECTOS Y PROPUESTAS DE MEJORA
Proyectos MEE 1: Mejora de Eficiencia
Electromecánica de equipos de bombeo instalados
en la Planta Potabilizadora Central.
Proyecto MEE 1 a): Se recomienda el remplazo de equipos bomba-
motor, o solo bomba de los equipos que presentan baja eficiencia
electromecánica instalados en la Planta Potabilizadora Central.
Proyecto MEE 1 b): Se recomienda el remplazo de 4 equipos de
captación de los cárcamos secos, homogenizando los gastos y cargas
de diseño, para producir un gasto medio anual de 1,213 l/s a una carga
de 26 m, y sustituir los equipos de distribución que tienen baja eficiencia
electromecánica y que convenga de acuerdo al costo-beneficio, así
como el paro de la mayor cantidad posible de equipos en horario punta.
Proyectos MEE 1: Mejora de Eficiencia Electromecánica de
equipos de bombeo instalados en la Planta Potabilizadora
Central.
Análisis de Líneas de Conducción
Proyectos MEE 1: Mejora de Eficiencia Electromecánica de equipos de
bombeo instalados en la Planta Potabilizadora Central.
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000
Efic
ien
cia
Ele
ctro
me
cán
ica
%
Ca
rga
(m
)
Gasto (l/s)
Captación Planta Centro - Sistema de bombeo en paralelo con Bombas Nuevas en Posiciones 4, 5, 6 y 7
----- Eficiencia Electromecánica Esperada─ Comportamientohidráulico esperado del sistema● Puntos de operación esperados
No Equipos Gasto Carga
Pres.
Descarga Pw kW Pe kW
EF EM
Esperada
4 1655.91 26.55 28.2 431.29 539.14 80.00%
3 1268.7 25.8 27.33 321.11 403.47 79.59%
2 855.56 25.45 26.82 213.6 269.43 79.28%
1 431.91 25.15 26.42 106.56 134.87 79.01%
No Equipos
Gasto Medio
Producido de
Captación (l/s)
Máx. de Demanda
Eléctrica (Pe) kW
Máx. de Demanda
Eléctrica Motores
(Pe) kW
Propuesta de horas
operación diaria
Gasto Medio
Producido
Propuesto (l/s)
4 1655.91 540.22 539.14 4 275.99
3 1268.70 404.28 403.47 16 845.80
2 855.56 269.78 269.43 4 142.59
1 431.91 135.05 134.87 0 0.00
24 1264.38
No Equipos
Gasto Medio
Producido de
Captación (l/s)
Máx. de Demanda
Eléctrica (Pe) kW
Máx. de Demanda
Eléctrica Motores
(Pe) kW
Propuesta de
horas operación
diaria
Gasto Medio
Producido
Propuesto (l/s)
4 1655.91 540.22 539.14 16 1103.94
3 1268.70 404.28 403.47 4 211.45
2 855.56 269.78 269.43 4 142.59
1 431.91 135.05 134.87 0 0.00
24 1457.98
PROYECTOS Y PROPUESTAS DE MEJORA
Horas de trabajo de la combinación de equipos para producir el gasto medio
anual en INVIERNO
Horas de trabajo de la combinación de equipos para producir el gasto medio
anual en VERANO
PROYECTOS Y PROPUESTAS DE MEJORAValidación de la propuesta de operación de horarios de equipos.
Hora
Propuesta de
No Equipos
Operando hacia
PP-1
Envío a Planta
Pot
Gasto
RequeridoDiferencia
Diferencia
acumulada
0-1 3 1268.7 1450 -181.3 -181.3
1-2 3 1268.7 1450 -181.3 -362.6
2-3 4 1655.91 1450 205.91 -543.9
3-4 4 1655.91 1450 205.91 -337.99
4-5 4 1655.91 1450 205.91 -132.08
5-6 4 1655.91 1450 205.91 73.83
6-7 4 1655.91 1450 205.91 279.74
7-8 4 1655.91 1450 205.91 485.65
8-9 4 1655.91 1450 205.91 691.56
9-10 4 1655.91 1450 205.91 897.47
10-11 4 1655.91 1450 205.91 1103.38
11-12 4 1655.91 1450 205.91 1309.29
12-13 4 1655.91 1450 205.91 1515.2
13-14 4 1655.91 1450 205.91 1721.11
14-15 4 1655.91 1450 205.91 1927.02
15-16 4 1655.91 1450 205.91 2132.93
16-17 3 1268.7 1450 -181.3 2338.84
17-18 3 1268.7 1450 -181.3 2157.54
18-19 2 855.56 1450 -594.44 1976.24
19-20 2 855.56 1450 -594.44 1381.8
20-21 2 855.56 1450 -594.44 787.36
21-22 2 855.56 1450 -594.44 192.92
22-23 4 1655.91 1450 205.91 -401.52
23-24 4 1655.91 1450 205.91 -195.61
11.6
PROYECTOS Y PROPUESTAS DE MEJORA
Total Energía Esperada 11,219,389 kWh/año
Demanda facturable 1331 kW
Energía de base 3,948,078 kWh/año
Energía interm. 6,429,577 kWh/año
Energía de punta 841,733 kWh/año
Cargo por DF 117.44 $/kW
Cargo por Eb 1.1284 $/kWh
Cargo por Ei 1.3267 $/kWh
Cargo por Ep 2.4503 $/kWh
Facturación anual 16,922,741 $/año
Ahorro 8,523,226 $/año
33.5%
Ahorro consumo Energético 5,104,166 kWh/año
31.3%
ENERGÍA ESPERADA Y AHORRO EN PLANTA CENTRO
MEE 1a) MEE 1b)
Inversión: $8,432,256.99 $8,368,832.09
Ahorros: $6,704,129.76 $8,523,225.53
Tasa de Retorno de la inversión: 1.26 0.98
RESUMEN FINAL DE PROYECTOS PROPUESTOS
MÁXIMO POTENCIAL DE AHORRO ESPERADO
Medidas a Mediano Plazo
UBICACIÓN Centro PITAR Sur Oriente
PROYECTOS A IMPLEMENTAR MEE1 b) MEE3 b) MEE 4 b)
Consumo de Energía Esperado
(kWh/año) 11,219,389 8,632,207 3,294,196
Facturación anual Esperada ($/año) $16,922,741.47 $11,734,035.81 $4,795,086.43
Ahorro Energía (kWh/año) 5,104,166 851,949 3,043,007
Ahorro $ $8,539,624.58 $1,521,333.11 $5,080,445.45
% Ahorro Energía 31.27% 8.98% 48.02%
Inversión Total $8,368,832.09 $1,506,119.78 $5,588,490.00
Retorno de la inversión en Años 0.98 0.99 1.10
Ahorro Total en los tres proyectos $15,141,403.14/año
Inversión Total estimada $15,463,441.87/año
75.0%4.7%
3.2%
1.6%
1.4%
1.3%
4.3%
1.1%
2.3%
3.6%
1.1%
0.5%
Acueducto Victoria (Toma, Estac. RB y Planta Potabilizadora)
Pozos Zona Norte (7 Pozos operando)
Rebombeo Zona Norte
Rebombeo Sierra Madre a FONHAPO
Rebombeo La Peñita
Rebombeos Cofrades
CONSUMO ENERGÉTICO EN CIUDAD VICTORIA POR SISTEMA
En Ciudad Victoria se tiene un consumo energético total
de 39’629,940 kWh/año en los diferentes sistemas
de bombeo.
Mayor consumo en Acueducto Victoria con el 75% del
consumo energético (29’722,455 kwh/año)
- 5,000,000 10,000,000 15,000,000 20,000,000 25,000,000 30,000,000 35,000,000 40,000,000
Energia Proporcionada
Conductores Eléctricos
Motor
Bomba
Succión y Descarga
Carga Hidráulica
Fugas y Trabajo Útil
39,629,940
39,546,028
36,868,142
23,243,205
23,181,818
17,705,416
15,934,879
Energía en kWh /año
Flujo de uso de energía
Disponible
Pérdida
De los 39’629,940 kWh/año
entregados en las acometidas de
las estaciones de bombeo,
15,934,867 kWh/año llegan en
forma de trabajo útil al usuario
Pierden 23’695,073 kWh/año,
lo cual representa un 59.8%
de la energía
Pérdidas en el conjunto
motor-bomba, del
orden del 41.2%
Energía Perdida en Conductores
Eléctricos0.2%
Energía perdida en el Motor
6.8% Energía perdida
en la Bomba34.4%
Energía perdida en la Succión y
Descarga0.2%
Energía perdida
en Conducción y Carga
13.8%
Energía perdida
en Fugas de agua4.5%
Trabajo Útil40.2%
Balance Energético Actual General
También Pérdidas de
carga de
13.8%
Análisis de las Curvas de Operación de Bombas
Los equipos de Obra de toma
están muy por debajo de su
curva original, pero los
equipos de los rebombeos no
tanto.
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
200.0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Captación Acueducto Victoria
PEERLESS TISA -16HXB-5 Punto Diseño Bomba 1
Bomba 2 Bomba 3 Bomba 4
B1 Real Op. B2 Real Op. B3 Real Op.
B4 Real Op. Eff Bomba %
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Estación de Rebombeo 1 Acueducto Victoria
FAIRBANKS MORSE-2824-C Punto Diseño Bomba 1
Bomba 2 Bomba 3 Bomba 4
B1 Real Op. B2 Real Op. B3 Real Op.
B4 Real Op. Eff Bomba %
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Estación de Rebombeo 2 Acueducto Victoria
FAIRBANKS MORSE-2824-C Punto Diseño Bomba 1
Bomba 2 Bomba 3 Bomba 5
B1 Real Op. B2 Real Op. B3 Real Op.
B5 Real Op. Eff Bomba %
Análisis de Líneas de Conducción
50
100
150
200
250
300
350
400
0+0 10+000 20+000 30+000 40+000 50+000 60+000
Ele
vaci
ón
(msn
mm
)
Cadenamiento (km+mmm)
Perfil Piezométrico Línea de Conducción Acueducto Victoria
Cota (m) 4 equipos 2 equipos
Captación Presa Vicente Guerrero
Q= 693l/s
Htot = 270 m
Estación de Rebombeo 1
Estación de Rebombeo 2
Hb= 78.11m Q= 524.8l/s
Q= 534.5l/s
Q= 794.4l/s
Q= 741.5l/s
Q= 480.5l/s
Planta Potabilizadora
Hb= 93.77m
Hb= 98.21 m
Solo se tienen perdidas adicionales de carga importantes en el último tramo del
acueducto, posibles problemas de mantenimiento de la línea en ese tramo.
9.5m
PROYECTOS
Proyecto MEE 12): Para incrementar la eficiencia hidroenergética del
sistema del Acueducto victoria considerando las estaciones de bombeo de
la Obra de Toma, y Estaciones de Rebombeo 1 y 2,las cuales consumen el
75 % de la energía global de la COMAPA, se propone lo siguiente:
•Cambiar 4 equipos en cada estación de bombeo de acuerdo a la curva
carga-gasto del sistema hidráulico para asegurar la producción de 865 l/s,
en tiempo de estiaje, tomando en cuenta su operación como sistemas de
bombeo en paralelo.
•Adecuar la operación hidráulica para producir en promedio 865 l/s en 6
meses de estiaje y producir un promedio de 509 l/s en 6 meses de
lluvias.
•Optimizar la operación de los equipos de bombeo para asegurar el paro
en hora punta del mayor número de equipos posibles en tiempo de estiaje
y tiempo de lluvias.
•Inspección de la línea de conducción para retirar incrustaciones o
posibles válvulas atoradas y mejorar el funcionamiento hidráulico de dicha
línea.
Proyecto MEE-12
MES:
PRODUCCIÓN EN
ACUEDUCTO
(M3/MES)
Gasto Medio Equivalente
(l/s)
FEBRERO 2,095,016 866.0
MARZO 2,319,482 866.0
ABRIL 2,244,660 866.0
MAYO 2,319,482 866.0
JUNIO 2,234,310 862.0
JULIO 2,308,787 862.0
AGOSTO 1,875,883 700.4
SEPTIEMBRE 1,098,025 423.6
OCTUBRE 1,267,870 473.4
NOVIEMBRE 1,415,910 546.3
DICIEMBRE 1,035,210 386.5
TOTAL: 22,651,467 718.27
Gasto medio diario requerido
865 l/s
Promedio
requerdo en
Estiaje
509 l/s
Promedio
requerido en
lluvias
Selección del Equipo de bombeo, sistemas
trabajando en Paralelo
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
120.0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
Efic
ien
cia
Ele
ctro
me
cán
ica
%
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Captación Acueducto Victoria Sistema de bombeo en paralelo con Bombas Verticales Nuevas Propuestas
----- Eficiencia Electromecánica Esperada─ Comportamientohidráulico esperado del sistema● Puntos de operación esperados
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
110.0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
Efic
ien
cia
Ele
ctro
me
cán
ica
%
Car
ga
(m)
Gasto (l/s)
Estación de Rebombeo 1 Acueducto Victoria, Bombas Propuestas trabajando en Paralelo
----- Eficiencia Electromecánica Esperada─ Comportamientohidráulico esperado del sistema● Puntos de operación esperados
Para la Curva Gasto-
Carga del Sistema
Hidráulico se modela
tomando en cuenta
la tubería libre sin
obstrucciones.
Propuesta de tiempos de operación
No Equipos
Gasto Medio
Producido de
Captación (l/s)
Máx de
Demanda
Eléctrica (Pe)
kW
Máx de
Demanda
Eléctrica
Motores (Pe)
kW
Propuesta de
horas
operación
diaria
Gasto Medio
Producido
Propuesto
(l/s)
4 874.29 1177.88 1177.88 22 801.43
3 762.97 901.02 901.02 2 63.58
2 591.01 607.04 607.04 0 0.00
1 327.52 300.70 300.70 0 0.0024 865.01
No Equipos
Gasto Medio
Producido de
Captación (l/s)
Máx de
Demanda
Eléctrica (Pe)
kW
Máx de
Demanda
Eléctrica
Motores (Pe)
kW
Propuesta de
horas
operación
diaria
Gasto Medio
Producido
Propuesto
(l/s)
4 874.29 1177.88 1177.88 0 0.00
3 762.97 901.02 901.02 0 0.00
2 591.01 607.04 607.04 17 418.63
1 327.52 300.70 300.70 7 95.5324 514.16
Estiaje
Lluvias
Validación de propuesta con modelación
Al modelar en Periodos Extendidos la propuesta de horarios de
operación
NINGÚN TANQUE DEL SISTEMA SE DESBORDA, Y NINGUNO SE
VACÍA
Nivel Máx de tanques 3.2 m
Nivel Min de tanques 0.2 m
POTENCIAL DE AHORRO EN EL ACUEDUCTO VICTORIA
Ahorro Total en los proyectos propuestos $20’710,688/año
Inversión Total estimada $14’850,072/año
Proyecto MEE-12) Incremento de la eficiencia
Hidroenergética en el sistema del Acueducto
Victoria (Obra de Toma y Estaciones de
rebombeo 1 y 2), con administración de la
demanda y paro en hora punta
Ahorro
Energía
(kWh/año)
Ahorro
Económico
($/año)
% Ahorro
EnergíaInversión
Retorno de
la inversión
en Años
MEE 12): Obra de Toma 5,817,617 $9,124,902.64 44.26% $9,555,100.08 1.05
MEE 12): Estación de Rebombeo 1 3,572,026 $6,065,127.66 32.96% $5,207,656.40 0.86
MEE 12): Estación de Rebombeo 2 3,618,525 $5,520,657.73 31.76% $5,212,906.40 0.94
MEE 12) TOTAL ACUEDUCTO 13,008,168 $20,710,688. 44.26% $14,850,072 0.72
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