guía de aprovechamiento hidroeléctrico de la energía

Guía de aprovechamiento hidroeléctrico de la energía disipada

en válvulas reguladoras de presión en la red de distribución de agua potable

en Montería, Córdoba

Nelly Morales Pérez

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ingeniería

Departamento de Ingeniería civil y agrícola

Bogotá, Colombia

2020

Guía de aprovechamiento hidroeléctrico de la energía disipada

en válvulas reguladoras de presión en la red de distribución de agua potable

en Montería, Córdoba

Nelly Morales Pérez

Trabajo de profundización presentado como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ingeniería – Recursos Hidráulicos

Directora:

Adiela Villarreal Meglan Ing. Civil MSc en Recursos Hidráulicos

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ingeniería

Departamento de Ingeniería civil y agrícola

Bogotá, Colombia

2020

A la memoria de mi abuela Nelly, por su amor y sus enseñanzas.

A mi madre, Fátima, a mi padre, Felipe, a mi hermana, Luz Alicia y a mis hermanos, Isaac

y Alejandro, quienes siempre han estado ahí siendo mi apoyo, dándome amor y felicidad.

A todas y todos mis familiares, desde los más lejanos hasta los más cercanos.

A mis amigos y amigas por todo el apoyo, por todas las alegrías, momentos y

enseñanzas.

Resumen

Este trabajo va enfocado en el diseño de una Guía de aprovechamiento hidroeléctrico para

la Red de Distribución de Agua Potable [RDAP] de Montería, guía que contribuirá a la

gestión del recurso hídrico en la ciudad dando doble uso al recurso para generar otro

servicio de primera necesidad. Se utilizaron datos existentes de caudal y presión del Control

Activo de Presión 1 [CAP1] de la RDAP para realizar un caso de aplicación y en paralelo

obtener de los pasos de cada sección de la Guía. La primera sección contiene los aspectos

teóricos que darán al lector un apoyo en caso de no conocer alguno de los conceptos

expuestos.

Posteriormente, se determinan las condiciones de operación de las VRP del CAP1; objetivo

que permitió plantear los pasos para la identificación del punto de quiebre de presión y la

descripción de la zona de estudio. Se da el proceso de selección de las máquinas para las

alternativas de hidrogeneración, donde se presentaron los pasos del proceso de selección

de una turbina hidráulica y de una bomba funcionando como turbina (PAT). Por último, se

determinaron las condiciones de operación de la alternativa más favorable y la distribución

de los elementos de control hidráulico.

La guía de aprovechamiento hidroeléctrico con los pasos generales, los detalles del proceso

de aplicación de la guía y los rangos de energía disipada potencialmente aprovechable

fueron los principales resultados del proyecto. Mostrando así la solución de dudas que

pueden ocasionar errores y la incorrecta aplicación de la guía.

Palabras clave: Bombas como turbinas, turbinas hidráulicas, Redes de Distribución

de Agua, hidroelectricidad.

Abstract

This project is based on the design of a Guide for hydroelectric use for the Potable Water

Distribution Network [WDN] of Montería, a guide that contributes to the management of

water resources in the city, giving double use of the resource to generate another essential

service. Flow and pressure data from Active Pressure Control 1 [CAP1] of the WDN were

used for an application case and obtain the steps of each section of the Guide. The first

section contains the theoretical aspects that will give the reader support if they do not know

any of the concepts presented. Subsequently, the operating conditions of CAP1's VRP are

determined; to establish the steps for the identification of the pressure break point and the

description of the study area. The process of selecting the machines for the hydrogeneration

alternatives is given and the steps of the selection process of a hydraulic turbine and a pump

as a turbine (PAT) were presented. Finally, the operating conditions of the most favorable

alternative and the distribution of the hydraulic control elements were determined. The

hydroelectric exploitation guide with the general steps, the details of the guide application

process and the ranges of potentially usable dissipated energy were the main results of the

project. Thus showing the solution of doubts that can cause errors and the incorrect

application of the guide.

6 Guía de aprovechamiento hidroeléctrico de la energía disipada en válvulas reguladoras de presión en la red de distribución de agua potable en Montería, Córdoba

Contenido

Pág.

Resumen IX

Lista de figuras XII

Lista de tablas XIII

Lista de Símbolos y abreviaturas XIV

Introducción 1

1. ASPECTOS TEÓRICOS ............................................................................................... 14

1.1 REDES DE DISTRIBUCIÓN DE AGUA POTABLE .............................................. 14

1.1.1 Clasificación de una red de distribución .............................................................. 16

1.1.1.1 Red abierta .................................................................................................... 16

1.1.1.2 Red cerrada ................................................................................................... 17

1.1.1.3 Red combinada .............................................................................................. 18

1.1.2 Mecanismos de distribución del agua potable. .................................................... 19

1.1.2.1 Distribución por gravedad.............................................................................. 19

1.1.2.2 Distribución por bombeo sin tanque de almacenamiento ............................. 20

1.1.2.3 Distribución por bombeo con tanque de almacenamiento ........................... 20

1.1.3 Métodos de solución de la red ............................................................................. 21

1.1.3.1 Método de Hardy-Cross ................................................................................ 21

1.1.3.2 Método de Newton-Raphson ......................................................................... 24

1.1.3.3 Método de la teoría lineal o de Wood-Charles.............................................. 27

1.1.3.4 Método de gradiente ...................................................................................... 28

1.1.4 Elementos fundamentales que componen una red de distribución .................... 29

1.1.4.1 Tanque de almacenamiento .......................................................................... 30

1.1.4.2 Tuberías de una red de distribución .............................................................. 34

1.1.4.3 Sistemas de bombeo ..................................................................................... 42

1.1.4.4 Medición de caudal ........................................................................................ 48

1.1.4.5 Válvulas en redes de distribución de agua potable ...................................... 50

1.2 MÁQUINAS HIDRÁULICAS........................................................................................ 61

Contenido 7

1.2.1 Turbinas hidráulicas ............................................................................................. 61

1.2.1.2 Turbinas de reacción ..................................................................................... 69

1.2.2 Bombas y su operación como turbinas ................................................................ 75

1.2.2.1 Bomba como turbina ..................................................................................... 79

1.2.3 Selección de turbomáquinas hidráulica ............................................................... 82

1.2.3.1 Parámetros de selección de turbina hidráulica ............................................. 82

1.2.3.2 Parámetros de selección de PAT .................................................................. 85

2. ANTECEDENTES ......................................................................................................... 92

3. IDENTIFICACIÓN DEL PUNTO DE QUIEBRE DE PRESIÓN ..................................101

4. DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO .............................................................102

4.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO DEL CAP1 ........................................103

4.2 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL PUNTO DE QUIEBRE DE PRESIÓN ..107

4.2.1 Condiciones de operación del CAP1 .................................................................108

4.3 PROCESAMIENTO DE LOS DATOS DEL PUNTO DE QUIEBRE DE PRESIÓN .111

4.3.1 Procesamiento de datos del CAP1 ....................................................................112

5 SELECCIÓN DE LA MÁQUINA HIDRÁULICA ...........................................................119

5.1 SELECCIÓN DE TURBINA HIDRÁULICA ...............................................................119

5.1.1 Selección de la turbina para el CAP1 ....................................................................120

5.1.1.1 Máquinas utilizadas en casos de estudio .......................................................120

5.1.1.1.1 Turbinas de acción ...................................................................................120

5.1.1.1.2 Turbinas de reacción ................................................................................121

5.1.2 Potencia hidráulica .............................................................................................121

5.1.3 Gradiente de presión ..........................................................................................127

5.1.4 Curva de Duración de Caudales ........................................................................128

5.1.5 Velocidad de rotación .........................................................................................129

5.2 SELECCIÓN DE BOMBA FUNCIONANDO COMO TURBINA (PAT) .....................131

5.2.1 Selección de la bomba funcionando como turbina para el CAP1 .....................132

5.2.1.1 Objetivo de aprovechamiento hidroeléctrico ...............................................132

5.2.1.2 Pre-selección del punto óptimo de eficiencia (BEP) de la bomba hidráulica.

..................................................................................................................................133

5.1.3 Selección del BEP de la PAT .............................................................................134

5.3 CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LAS PATS Y DISTRIBUCIÓN DE

ELEMENTOS DE CONTROL PARA LA HIDROGENERACIÓN ...................................138


5.3.1 Condiciones de operación de las PATs y distribución de elementos de control

para la hidrogeneración en el CAP1 ...........................................................................138

6. RECOMENDACIONES...................................................................................................142

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................166

Lista de figuras

Pág.

Figura 1-1. Esquema de red abierta ..................................................................................... 17

Figura 1-2. Esquema de red cerrada. .................................................................................. 18

Figura 1-3. Distribución por gravedad .................................................................................. 19

Figura 1-4. Depósito principal y tanque de quiebre de presión. .......................................... 30

Figura 1-5. Bomba centrífuga horizontal en sistema de bombeo ........................................ 44

Figura 1-6. Estación de bomba de refuerzo ......................................................................... 45

Figura 1-7. Almacenamiento subterráneo con estación de bombeo ................................... 46

Figura 1-8. Tanque de almacenamiento en superficie del suelo con estación de bombeo 46

Figura 1-9. Curva característica resistente de la red ........................................................... 47

Figura 1-10. Punto de funcionamiento de bomba centrífuga en una red ............................ 47

Figura 1-11. Partes de válvula compuerta ........................................................................... 52

Figura 1-12. Esquema y partes de válvula mariposa ........................................................... 53

Figura 1-13. Esquema y partes de válvula de retención con clapeta y obturador

ascendente ............................................................................................................................ 53

Figura 1-14. a) Válvula de retención convencional, de obturador oscilante. b) Válvula de

retención de paso total con obturador oscilante y c) válvula de retención de paso recto,

con obturador ascendente. ................................................................................................... 54

Figura 1-15. a) Válvula de retención de paso recto y de paso angular ............................... 54

Figura 1-16. Esquema y partes de válvula ventosa. ............................................................ 55

Figura 1-17. Partes de válvula de alivio ............................................................................... 56

Figura 1-18. Partes de piloto regulador en válvula reductora de presión ............................ 57

Figura 1-19. Partes de válvula reguladora de presión de cámara única ............................. 58

Figura 1-20. Partes de una válvula reguladora de presión de doble cámara ..................... 59

Figura 1-21. Partes de un hidrante de incendios ................................................................. 60

Figura 1-22. Partes de una turbina Pelton ........................................................................... 63

Contenido 9

Figura 1-23. Inyector de una turbina Pelton. ........................................................................ 63

Figura 1-24. Pantalla deflectora desviando chorro proveniente del inyector ...................... 64

Figura 1-25. Rotor de turbina Pelton .................................................................................... 65

Figura 1-26. Cucharas de turbina Pelton ............................................................................. 65

Figura 1-27. Sección rectangular tobera de turbina Michel-Banki ....................................... 67

Figura 1-28. Partes de turbina Michel-Banki ........................................................................ 68

Figura 1-29. Rodete de turbina Turgo .................................................................................. 69

Figura 1-30. Cámara espiral de turbina Francis................................................................... 71

Figura 1-31. a) Disco de álabes móviles de turbina Francis b) Mecanismo de movimiento

de los álabes. ........................................................................................................................ 71

Figura 1-32. Rodete lento, rodete normal y rodete rápido. .................................................. 72

Figura 1-33. Tubo difusor turbina Francis ............................................................................ 74

Figura 1-34. Partes de turbina Hélice ................................................................................... 74

Figura 1-35. Turbina Kaplan ................................................................................................. 75

Figura 1-36. Bomba centrífuga y sus partes ........................................................................ 77

Figura 1-37. Forma de rodete con aumento de velocidad ................................................... 77

Figura 1-38. Carcasa tipo espiral de una bomba centrífuga................................................ 78

Figura 1-39. Carcasa con corona directriz de una bomba centrífuga. ................................ 79

Figura 1-40. Carcasa tipo vórtex de una bomba centrífuga. ............................................... 79

Figura 1-41. Diagramas Altura vs Caudal de diferentes tipos de turbina ............................ 84

Figura 1-42. Ejemplo de curva característica de una bomba .............................................. 87

Figura 1-43. Diagrama Altura vs Caudal para PAT ............................................................. 91

Figura 2-1. Esquema general de instalación de PAT en emplazamientos.......................... 96

Figura 2-2. Esquema de instalación de PAT en paralelo. ................................................... 97

Figura 2-3. Esquema de instalación PTAP Niza de Manizales, Colombia. ......................... 98

Figura 2-4. PCH Santa Ana .................................................................................................. 98

Figura 2-5. PCH Suba .......................................................................................................... 99

Figura 2-6. PCH Usaquén .................................................................................................... 99

Figura 4-1. Ubicación geográfica del municipio de Montería.............................................103

Figura 4-2. Ubicación geográfica de PTAP de Montería ...................................................104

Figura 4-3. Zonas de distribución de las PTAPs de Montería ...........................................106

Figura 4-4. Ubicación de Control Activo de Presión 1 de la PTAP Sierra Chiquita ..........108

Figura 4-5. Esquema de conexión entre tanque de almacenamiento y Control Activo de

Presión 1 de la PTAP Sierra Chiquita ................................................................................109

Figura 4-6. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de abril ........................113

Figura 4-7 Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de abril .......................113

Figura 4-8. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de mayo ......................114

Figura 4-9. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de mayo ....................114

Figura 4-10.Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de junio.......................115

Figura 4-11. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de junio ...................115

Figura 4-12.Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de julio ........................116

Figura 4-13. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de julio ....................116

Figura 4-14. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de agosto ..................117


Figura 4-15. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de agosto ................117

Figura 4-16. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de septiembre ...........118

Figura 4-17. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de septiembre .........118

Figura 5-1. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - abril .....120

Figura 5-2. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - mayo ...120

Figura 5-3. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - junio ....121

Figura 5-4. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - julio .....121

Figura 5-5. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - agosto .122

Figura 5-6. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - sept ....122

Figura 5-7. Ubicación de turbina seleccionada en diagrama Altura vs Caudal .................123

Figura 5-8. Valores de gradiente de presión y caudal registrados en el CAP1 ................123

Figura 5-9. Curva de Duración de Caudales (CDC) del CAP1 ……………………………124 Figura 5-10. Curva característica de bomba B1_3-34………………………………………..109 Figura 5-11. Curva característica de bomba B2_1B-15.……………………………………109 Figura 5-12. Curva característica de bomba B3_1B-20……………………………………..109 Figura 5-13. Esquema propuesta para instalación de PATs ………………..……..……..109

Contenido 11

Lista de Símbolos y abreviaturas

Símbolos con letras latinas Símbolo Término Unidad SI

v Velocidad del flujo m/s A Área de la tubería m2 Q Caudal m3/s H Altura o caída de presión mca

Símbolos con letras griegas Símbolo Término Unidad SI Definición

∑ Sumatoria 1 Sección 1.1.3.1

ρ Densidad del fluido Kg/m3 Sección 1.2.3.1

Subíndices Subíndice Término

ij Nodo de entrada i a nodo de salida j f Fricción m Pérdidas menores B Modo bomba T Modo turbina Q Caudal H Gradiente de presión

Abreviaturas Abreviatura Término

PAT Bomba funcionando como turbina (Pump as a turbine)

CAP Control Activo de presión RDAP Red de Distribución de Agua Potable

Introducción

La creación de una herramienta orientadora de una práctica poco aplicada en el país es

importante por sus efectos positivos en la dimensión económica, social y ambiental. Las

ventajas ambientales se encuentran al momento de aplicar el doble uso del recurso, por un

lado, contribuye a la gestión del recurso hídrico y, por otro, reafirma la viabilidad de estas

prácticas para reemplazar la producción tradicional con hidroeléctricas y reducir los

impactos ambientales. Las ventajas económicas y sociales se reflejan en una alternativa

útil para evitar pérdidas de recurso económico gracias a la resolución 030 de 2018 aprobada

por la Comisión de Regulación de Energía y Gas [CREG] que permite a los usuarios de

energía eléctrica producir y vender electricidad a través de inyección a la red disminuyendo

costos en el pago del servicio. Como ejemplo de esta aplicación, en otros países con

normativas similares se han presentado beneficios anuales de €6894.5 con tasa de retorno

de inversión de 6.3 y periodo de retorno de inversión de 8 años. (Vera 2015). En caso de

no inyectar la energía producida a la red municipal se puede abastecer a comunidades

aledañas y mejorar su calidad de vida.

La instalación de máquinas generadoras de energía, como turbinas y bombas funcionando

como turbinas [PAT], en la RDAP es técnicamente viable para la generación hidroeléctrica

(EAAB, 2018; Vera, 2015; Tecnoturbine, 2018), información respaldada con casos de

aplicación e investigaciones que incluyen bancos de pruebas en laboratorios a nivel

nacional (Trillos Londoño, N., 2011; Ochoa Alvarez, J. S. 2012; Ortiz R., Collazos A. &

Sanchez V. 2015). Adicionalmente, la generación hidroeléctrica tradicional trae

afectaciones al ambiente como la alteración de fauna y flora y la emisión de Gases de Efecto

Invernadero [GEI] por las represas (Kemenes et al. 2011). Teniendo en cuenta lo anterior

se realiza el presente proyecto basado en los casos de éxito y en las condiciones de flujo

existentes en uno de los puntos de quiebre de presión de Montería.

Esta guía surge de la necesidad de potenciar las prácticas donde se genere energía

eléctrica limpia utilizando estrategias que promuevan la gestión integral del recurso hídrico

en Colombia. Planear la implementación de turbinas o máquinas hidráulicas reversibles en

la Red de Distribución de Agua Potable [RDAP] de Montería amplía el escenario para

Introducción 13

ejecución de buenas prácticas de ingeniería, aporta conocimientos sobre dificultades,

ventajas, desventajas y retos de dicha alternativa a nivel nacional, además ofrece

herramientas a la Empresa de Servicios Públicos [E.S.P.] y ente territorial para utilizar el

recurso de manera sostenible.

El objetivo general del estudio es proponer una guía de aprovechamiento hidroeléctrico de

la energía disipada en válvulas reguladoras de presión [VRP] de la red de distribución de

agua potable de Montería, Córdoba. Objetivo que se llevó a cabo identificando las

condiciones de operación de la VRP del control activo de presión 1 [CAP1] de la red de la

ciudad; seleccionando las máquinas hidráulicas y equipos potenciales para el

aprovechamiento hidroeléctrico y, por último, proponiendo las condiciones y distribución de

elementos y maquinaria necesaria para la hidrogeneración sustentable en el CAP1.

Lo anterior utilizando una metodología inductiva para ir de las particularidades del CAP1 a

las generalidades que pudiesen abarcar los otros puntos de quiebre de presión de la ciudad

que utilicen VRP. Este proyecto fue un estudio retrospectivo, descriptivo y analítico de

carácter mixto. El componente cualitativo consistió en analizar los procedimientos aplicados

en casos de estudio para implementar un sistema de aprovechamiento hidroeléctrico en

una RDAP y en identificar las etapas de implementación; el componente cuantitativo se dio

con el análisis de los datos con los que operó el CAP1 durante seis meses. Este

componente consistió en la utilización de datos de caudales y gradientes de presión para

determinar las condiciones de operación de las bombas como turbina o de la turbina.

La Guía abarca y detalla sólo los procesos relacionados con los aspectos hidráulicos de la

hidrogeneración. Los aspectos relacionados con la validación de lo propuesto mediante un

modelo hidráulico, con las modificaciones a la obra civil o a la instalación de la red eléctrica

existente no hacen parte del alcance de este proyecto. En cuanto a las limitaciones, la

primera de ellas está relacionada con los proveedores de máquinas hidráulicas, la

disponibilidad y asesoría de los proveedores de bombas o turbinas hidráulicas es

determinante si el objetivo del proyecto va más allá de la pre-selección de la máquina. Por

otro lado, el proyecto se vio limitado debido a que no existían datos para realizar la

proyección de las condiciones de flujo, hecho que hubiese permitido concluir la cantidad de

energía a aprovechar a largo plazo.

1. ASPECTOS TEÓRICOS

En el presente capítulo se desarrollarán aspectos teóricos sobre redes de distribución de

agua potable: Definición, clasificación, elementos fundamentales de una red de distribución,

tipos de redes, criterios de diseño, diámetros mínimos, velocidades mínimas en la red,

presiones de servicio, consumos, métodos utilizados para el análisis hidráulico de la red de

distribución, ecuaciones utilizadas y forma de solución. Por otro lado, también se

desarrollará la definición de máquinas hidráulicas, la descripción de turbinas y bombas

como turbinas; su funcionamiento, clasificación, características, parámetros de selección,

así como ventajas y desventajas entre turbinas y bombas como turbinas.

1.1 REDES DE DISTRIBUCIÓN DE AGUA POTABLE

Una red de distribución de agua potable es un sistema compuesto por tuberías a presión

diseñadas teniendo en cuenta el número de habitantes de la zona para la proyección del

consumo, las presiones y caudales pico del fluido a transportar, la topografía del lugar, entre

otros factores (Swamee, P. K., & Sharma, A. K., 2008). Son instaladas para cubrir la

demanda de agua doméstica, industrial, comercial, institucional y agrícola en zonas de

consumo público o privado teniendo en cuenta las pérdidas. Según el tipo de red, dichas

tuberías se pueden encontrar interconectadas entre sí para facilitar el suministro de agua

en condiciones óptimas tanto de calidad como de cantidad. (Ratnayaka, D. D., Brandt, M.

J., & Johnson, M., 2009).

Una red de distribución se encuentra dividida principalmente en líneas de alimentación

primarias (también llamadas líneas arteriales), conducciones secundarias y pequeñas

conducciones, elementos que serán descritos más adelante en la sección 1.1.4.2. Tuberías

de una red de distribución.

La resolución 0330 de 2017 es la norma vigente por la cual se adopta el Reglamento

Técnico para el Sector de Agua Potable y Saneamiento Básico (RAS) en Colombia, los

criterios expuestos en dicha norma derogan los encontrados en las resoluciones 1096 de

Capítulo 1 15

2000 (por la cual se adoptó el RAS 2000), resolución 0424 de 2001, 0668 de 2003, 1459

de 2005, 1447 de 2005 y 2320 de 2009. Se debe resaltar que la normativa vigente no abarca

todos los criterios expuestos en normas anteriores y por ello se siguen empleando

parámetros o criterios antiguos como: especificaciones de tanques de almacenamiento, y

características y velocidades de referencia de materiales utilizados en tuberías de redes de

distribución.

El sistema de tuberías para distribución de agua potable debe manejar presiones que

garanticen el abastecimiento a todos los puntos de la red. El artículo 56 de la normativa

vigente enuncia que el rango de presión que debe soportar la tubería debe ir desde 10 mca

hasta la presión máxima de trabajo recomendada por el fabricante del ducto. Se permiten

valores de 5mca en lo puntos topográficos de mayor elevación teniendo en cuenta la cota

clave de la tubería. Lo anterior incluyendo las ondas de subpresión y sobrepresión que se

puedan presentar en la red. Para establecer las presiones permitidas la resolución toma

como referencia poblaciones de 12.500 habitantes y permite presiones distintas en la red

siempre y cuando sólo representen el 10 o 5% del área total de la zona a abastecer. Según

el artículo 61, se deben garantizar presiones como mínimo de 10mca en poblaciones con

número menor a 12.500 habitantes y presiones de 15mca en poblaciones con más de

12.500 habitantes. En puntos de la red donde no se alcancen las presiones permitidas y

sean poblaciones menores a 12.500 habitantes, la presión podrá ser de 5 mca para área

menor o igual al 5% del área total y 8mca para área menor o igual al 10% del área total. En

poblaciones con número de habitantes mayor o igual a 12.500 habitantes, se permiten

10mca y 12mca siempre y cuando sólo correspondan al 5 y 10% de la zona de presión,

respectivamente. Es decir, las presiones de 10 y 15mca se deben garantizar en al menos

el 90% del área total de la zona de presión. Según McGhee, T. J. (1999), las presiones en

los ductos generalmente se encuentran entre 15 a 30 mca en zonas domiciliarias con

edificios hasta de cuatro pisos de altura. En zonas industriales y comerciales las presiones

suelen variar entre 40 a 50 mca. En edificios de más de 4 pisos de altura, se requieren

presiones mayores de 35mca para garantizar que el abastecimiento en el sexto piso sea

mayor a 15 mca.

El artículo 62 de la resolución 0330, enuncia que las presiones de servicio máximas deben

corresponder a 50mca como mínimo en el 90% del área total de la zona de presión. La red

debe ser dividida en el número de sectores necesarios para cumplir con dicho criterio. Se


permiten presiones de 55mca en el 10% de una zona de presión y de 60mca en el 5% de

una zona de presión.

Las caídas de presiones permitidas están relacionadas con la atención a incendios y no

deben llegar a valores por debajo de los 15 mca en las residencias. Existen

recomendaciones por parte de la Asociación Americana de Trabajos de Agua (AWWA) de

una presión estática normal desde 40 hasta 50 mca, estos valores garantizarán agua en

edificios menores a diez pisos de altura, no sólo para consumo humano si no para el sistema

contra incendios de las edificaciones hasta el cuarto o quinto piso. Dando un razonable

margen de seguridad ante cierres parciales o altas demandas en el sistema (Saldarriaga,

J. G., 1998).

El consumo de agua está asociado directamente a las actividades a lo largo del día, del

mes y del año de los usuarios. Las dinámicas de descanso o de trabajo que impliquen

presencia o ausencia en el inmueble determinan los picos en la demanda que debe ser

cubierta por la red. Regularmente se presentan consumos bajos en horas de la noche y

madrugada, los caudales pico máximos se encuentran en horas de la media mañana y de

media tarde. Un aumento en el consumo representa una disminución en la presión

manejada por la red, estos factores determinan el flujo medio que debe ser manejado en la

estación de bombeo (McGhee, T. J. 1999).

1.1.1 Clasificación de una red de distribución

La configuración de una red de distribución está dada por la ubicación de los usuarios y la

utilización de dos o más tanques de almacenamiento. Existen las siguientes tres clases

básicas:

1.1.1.1 Red abierta

También conocida como red ramificada o red estrellada. Se caracteriza por poseer una

línea de alimentación principal de la cual se desprenden tramos o líneas de tubería. El flujo

en los ductos conserva el mismo sentido para ingreso y salida de los nodos, uniones o

bifurcaciones de la red. El segundo extremo de cada ramificación (extremo no asociado a

Capítulo 1 17

la tubería principal) no se une de nuevo a la red, lo que impide que el flujo regrese al sistema

para formar ciclos. En estas redes se pueden presentar los siguientes escenarios negativos

(Brière, F. G., & Pizarro, H., 2005):

▪ Crecimiento bacteriano y sedimentos debido al estancamiento en las terminales de la

tubería.

▪ En los extremos de los tramos de tubería que no están unidos a la línea de alimentación

principal no se puede garantizar una dosis de cloro residual.

▪ La reparación de daños y la ejecución de mantenimientos pueden causar la suspensión

del servicio a todos los usuarios aguas abajo del punto de reparación o mantenimiento.

▪ En casos de ampliación de la red, no se puede garantizar la presión en los puntos

terminales de las ramificaciones. Pueden alcanzar niveles de presión muy bajos.

Las redes abiertas son utilizadas cuando la configuración de la distribución de los usuarios

y la topografía del lugar no permiten crear ciclos en el flujo del agua (Cesar, V. E., 1994).

Figura 1-1. Esquema de red abierta

Fuente: Brière, F. G., & Pizarro, H., (2005).

1.1.1.2 Red cerrada

También conocida como red mallada. Este tipo de red se caracteriza por poseer una línea

de alimentación principal cuya terminal devuelve el flujo a un punto aguas arriba de la red

cercano al ingreso del caudal de entrada, creando así un circuito de alimentación principal.

Todas sus tuberías se encuentran interconectadas, los tramos secundarios dirigen el flujo

hacia la unión de otro tramo secundario o hacia el circuito principal, buscando que cada

usuario de la zona de distribución sea alcanzado por el flujo de mínimo dos tuberías. Lo


anterior permite que la entrada del fluido a cada nodo se dé en mínimo dos sentidos y se

descarta la formación de zonas muertas porque al estar interconectadas la velocidad del

flujo regularmente es distinta a cero, así se garantiza la calidad del recurso durante su

distribución. Es el sistema más usado en la red matriz de distribución de acueductos en

centros urbanos (McGhee, T. J. 1999).

Figura 1-2. Esquema de red cerrada.

Fuente: Brière, F. G., & Pizarro, H. (2005).

1.1.1.3 Red combinada

Este tipo de red hace referencia a la configuración donde se presenta red cerrada y red

abierta. Un municipio comprende una zona urbana densamente poblada con usuarios

cercanos unos a otros, pero también posee zonas periféricas donde la población está

dispersa y crear un circuito con configuración en malla incluye gasto y desaprovechamiento

de tuberías y de caudal. En estas zonas periféricas una red ramificada constituye la mejor

opción para la distribución del agua. Los centros de mayor densidad poblacional son

abastecidos con red cerrada y las zonas periféricas con red abierta constituyendo así una

red combinada (Brière, F. G., & Pizarro, H., 2005).

Capítulo 1 19

1.1.2 Mecanismos de distribución del agua potable.

Existen tres mecanismos comúnmente utilizados para distribuir el agua potable hacia una

zona de consumo: Distribución por gravedad, distribución por bombeo con almacenamiento

o distribución por bombeo sin almacenamiento (Saldarriaga, J. G. 1998).

1.1.2.1 Distribución por gravedad

Este mecanismo se utiliza cuando la fuente de abastecimiento o el tanque de

almacenamiento se encuentra en una cota superior a la cota de la población a abastecer.

Utiliza la diferencia de altura entre el almacenamiento y la población para suministrar el

agua, no incurre en costos de energía porque no requiere de estaciones de alta presión o

bombeo para cumplir con la demanda del recurso y mantener la calidad en el servicio de

distribución. Existe una diferencia de altura mínima entre el depósito y la población a

abastecer donde los costos de instalación de un sistema de bombeo igualan a los costos

de instalación de un sistema por gravedad, esta altura es llamada altura crítica. Si la

diferencia de cotas es pequeña y no supera la altura crítica, entonces la tubería principal

desde el depósito hasta la población debe ser de diámetros grandes lo que indica altos

costos, por ello, es idóneo instalar estos sistemas en emplazamientos donde se supere la

altura crítica. Los sistemas por gravedad pueden manejar presiones por debajo de la

presión atmosférica hasta 22.5m, esta diferencia de altura permite que el flujo no se detenga

a causa de la liberación del aire disuelto en el agua. Se dota de bombas de emergencia

para el caso en que las presiones no alcancen a cubrir toda la red (Swamee, P. K., &

Sharma, A. K. 2008).

Figura 1-3. Distribución por gravedad

Fuente: Swamee, P. K., & Sharma, A. K. (2008)

Tanque de

almacenamiento

Zona de

consumo


1.1.2.2 Distribución por bombeo sin tanque de almacenamiento

Estos sistemas dependen en su totalidad de estaciones de bombeo de alta presión que

pueden estar compuestas por un grupo de bombas a velocidades variables y diversas

capacidades, conjunto motor-bomba y distintas configuraciones de máquinas hidráulicas

para que el bombeo del recurso cumpla con la demanda y garantice la calidad del servicio.

Este sistema es poco recomendable porque incluye riesgos de desabastecimiento mayor

que en otros mecanismos debido a que no posee una reserva en caso de aumento de la

demanda de flujo, ya sea por incendio o por un aumento paulatino de población fuera de lo

proyectado. La ausencia de un depósito crea en el sistema una dependencia de las bombas

y podría presentarse la suspensión del flujo en caso de avería o falla eléctrica. Se cuenta

con una máquina de respaldo por cada tipo de bomba, sistemas de control para regular el

flujo y prevenir contingencias que incluyan la suspensión del servicio a gran parte de la

población. Los sistemas por bombeo sin almacenamiento, en condiciones ideales de

operación, pueden suministrar mayor presión en la tubería en caso de ser requerida debido

a que son reguladas y ajustadas para las variaciones diarias (Saldarriaga, J. G. 1998).

1.1.2.3 Distribución por bombeo con tanque de almacenamiento

En este mecanismo de distribución el agua es distribuida a una tasa uniforme desde una

estación de bombeo hacia un tanque de almacenamiento donde se reúne y es enviada a la

población. Se adapta a periodos de alta demanda y puede mantener la presión uniforme en

el sistema utilizando el agua almacenada durante la noche para aumentar el flujo a distribuir

y equilibrar la tasa de bombeo. Los riesgos por desabastecimiento son mínimos debido a

que las reservas del tanque de almacenamiento tienen la capacidad de cubrir el caudal de

demanda en caso de interrupción del fluido eléctrico, ruptura de tubería y en caso de

incendios. En comparación con el sistema de distribución por bombeo sin almacenamiento,

con un tanque los costos de implementación son menores por requerir menor número de

estaciones y el almacenamiento permite que existan periodos de no operación en las

estaciones de alta presión lo que reduce los costos de energía, además, las bombas operan

a su capacidad óptima, reduciendo así las probabilidades de daños en las máquinas y en

las tuberías, y evitando costos por reparaciones (McGhee, T. J. 1999).

Capítulo 1 21

1.1.3 Métodos de solución de la red

Los métodos de solución de una red de distribución consisten en un análisis hidráulico de

la red donde se tiene en cuenta el caudal máximo horario y se entiende, evalúa y diseña u

optimiza el sistema de tuberías (Swamee, P. K., & Sharma, A. K. 2008), lo anterior se realiza

teniendo en cuenta la topografía de la zona, la infraestructura pública y privada, anchos de

vías, zonas con amenaza por movimiento de tierra (deslizamientos, sismos, avenidas

torrenciales), entre otros factores (Ayllón, M., & Marlo, F. 2008); y teniendo en cuenta los

diversos casos de operación de la red, por ejemplo, cuando ocurre el cierre de una válvula

para mantenimiento. El anterior es uno de los escenarios más contemplados debido a que

el flujo debe tomar un camino mucho más largo para llegar a un punto posterior al tramo

sujeto a mantenimiento (Swamee, P. K., & Sharma, A. K. 2008).

Existen distintos métodos de solución de la red, a continuación, se exponen algunos de

ellos:

1.1.3.1 Método de Hardy-Cross

Este es un método de aproximaciones sucesivas (Mataix, C. 1982) que plantea la solución

de la red a través de sistemas de ecuaciones de cargas (H) en función del caudal (Q). Este

es un procedimiento de ensayo-error en el que se aplican correcciones sistemáticas con un

conjunto inicial de cargas supuestas hasta que la red esté balanceada hidráulicamente

(Cesar, V. E., 1994). La solución de dicho sistema de ecuaciones se da dependiendo del

número de mallas, por ello se realiza una enumeración y asignación de signos (Pereyra,

G., Pandolfi, D., & Villagra, A. 2017).

Se considera un método de conservación de energía dado que la suma de pérdidas de

energía en los tramos de un mismo anillo cerrado debe ser igual a cero. Este también es

un método donde se aplica la continuidad de masas porque se requiere que la suma de

caudales en un nodo sea igual a cero (Swamee, P. K., & Sharma, A. K. 2008).

Teniendo en cuenta características de la tubería como diámetro (d), rugosidad absoluta (ks),

sumatoria de pérdidas menores (∑ hm) y la longitud del tramo (l), se resuelven

aproximaciones sucesivas que pueden aplicarse a los caudales supuestos en un principio

o bien a las pérdidas iniciales. La siguiente ecuación, es una de las bases del método y

plantea la relación de las pérdidas en función del caudal (McGhee, T. J. 1999):


he = KQn

he → Pérdidas de energía del sistema

n → Constante que dependiendo de la ecuación utilizada en el cálculo de las pérdidas

(Darcy-Weisbach o Hazen-Williams) puede ser n=2 o n=1.85 respectivamente

Q → Caudal en la tubería

K → Constante que depende de las características de la tubería.

Para la explicación de este método se analizará el siguiente circuito, teniendo Q1 y Q2

hidráulicamente balanceado (Cesar, V. E., 1994):

Teniendo en cuenta el caudal de entrada Q, he1 y he2 corresponden a las pérdidas de carga

en el tramo 1 y 2:

he1 = K1Q1n (1)

he2 = K2Q2n (2)

Dado que el caudal de entrada Q tiene asociado dos de los tramos del circuito y

considerando el principio de la conservación de la energía, se debe tener que he1= he2, es

decir, he1- he2=0. Cuando esta situación no se presenta se supone una corrección a los

valores iniciales de caudales Q1 y Q2, así por ejemplo si he1 < he2, Q1 necesita un

incremento q quedando Q'1=Q1+q. Mismo factor q que debe ser restado a Q2, resultando:

Q'2= Q2-q

Entonces teniendo en cuenta las ecuaciones (1) y (2), he1 - he2=0 se convierte en:

K1(Q1+q)n = K2(Q2+q)n

he1

he2

Capítulo 1 23

Resolviendo los binomios, suponiendo que la primera distribución arrojará un q pequeño y

llevando la expresión a más de dos tramos se tiene que:

𝑞 = − ∑he

𝑛 ∑he𝑄

El anterior factor de corrección q se aplica cuando al calcular la pérdida neta de cabeza

esta no es igual a cero.

Según Swamee, P. K., & Sharma, A. K. (2008) la aplicación del método de Hardy-Cross se

da en los siguientes pasos:

1. Enumere todos los nodos, tuberías y mallas iniciando en la entrada principal del

flujo. Utilizar estilos de enumeración que permitan diferenciar entre tuberías y

mallas, por ejemplo:

Tubería

Nodo

Malla

Caudal de entrada

2. Asigne signos positivos a la descarga que fluye desde un número de nodo inferior a

un nodo de número superior, asigne signo negativo al caso contrario.

3. Utilice la ecuación de continuidad de masas en todos los nodos ( ∑𝑄 = 0 ) y obtenga

la descarga de las tuberías que confluyen en cada nodo. Inicie con los nodos donde

se desconoce la descarga de dos de sus tuberías, suponiendo una de las descargas

desconocida y calculando la segunda descarga con la ecuación de la continuidad.

En nodos con más de dos descargas desconocidas suponga n-1 descargas, dejando

una sola incógnita.

4. Calcule las pérdidas suponiendo el mismo factor de fricción en todas las tuberías, o

calcule iterativamente dichos factores.

5. Suponga el sentido del flujo positivo para aquellos que van en sentido horario y

negativo para los flujos en sentido antihorario.


6. Calcule q para los flujos conocidos y aplique la corrección para las descargas

desconocidas.

7. Aplique el mismo procedimiento en todas las mallas de la red de distribución.

Repetir pasos 6 y 7 hasta que las correcciones en la descarga de todas las mallas sean

muy pequeñas, lo que indica el balance hidráulico de la red.

Luego de la aplicación del método se debe cumplir que, independiente del camino que tome

el flujo, la pérdida de carga en dos puntos de la malla será la misma (Ayllón, M., & Marlo,

F. 2008). Si una tubería comparte dos mallas se requiere hacer la aplicación de la corrección

tres veces o más hasta cumplir el balance (Mataix, C. 1982).

1.1.3.2 Método de Newton-Raphson

Se considera un método numérico para resolver ecuaciones lineales y/o cálculo de raíces,

con ecuaciones explícitas o no explícitas, con la ventaja de realizarse computacionalmente

en forma rápida y segura. Las suposiciones de cabeza o caudal en toda la red son

corregidas simultáneamente en todos los tramos. Dando una convergencia mucho más

rápido que en el método de Hardy-Cross (McGhee, T. J. 1999).

Según Saldarriaga (1998) para su aplicación se deben seguir los siguientes pasos:

1. Suponer las cabezas en todos los nodos de la red. Las cabezas por embalses o

tanques permanecen constantes durante el proceso.

2. En cada tramo de la red se supone ∑hm es igual a cero. Se calcula el caudal con la

siguiente ecuación:

Qij = 2Aij√2gdij

√lij√hflog10 (

ksij

3.7dij+

2.51 v√lij

√2gdij3hf

)

Donde:

∑hm→ Sumatoria de pérdidas menores

Aij → Área de la tubería que conecta el nodo de entrada i con nodo de salida j

dij→ Diámetro de tubería que conecta nodo de entrada i con nodo de salida j

Capítulo 1 25

lij→ Longitud de tuberia que conecta nodo de entrada i con nodo de salida j

hf→ Pérdidas por fricción

ksij→ Coeficiente de rugosidad absoluta

3. Se estima la velocidad (vij) con el caudal anteriormente calculado y las pérdidas

menores, despejando la velocidad de la siguiente ecuación:

∑hmij = (kmij)vij

2

2g

Donde:

vij →Velocidad en tubería que conecta nodo i con nodo j

kmij →Coeficiente resistencia en tubería que conecta nodo i con nodo j

hmij →Carga por pérdidas menores

4. Se calcula un nuevo valor de hij:

hij = Hj + Hi − ∑hmij

hij→Carga en tramo de nodo i a nodo j

Hj→Carga estática en nodo j

Hi→Carga estática en nodo i

∑ hmij →Sumatoria de carga por pérdidas menores

Luego de estimar la velocidad y el nuevo valor de las pérdidas, se determina un nuevo valor

de caudal en el tramo entre el nodo i y el nodo j (𝑄𝑖𝑗) con la ecuación del paso 2. El proceso

sigue hasta que los valores sucesivos de cada caudal 𝑄𝑖𝑗 son cercanos o suficientemente

parecidos.

5. Con los valores de caudal calculados mediante la siguiente ecuación se obtiene

∑𝑘𝑚𝑖𝑗 +𝑓𝑖𝑗𝑙𝑖𝑗

𝑑𝑖𝑗 :

𝑄𝑖𝑗 = (𝐻𝑗 − 𝐻𝑖

∑𝑘𝑚𝑖𝑗 + 𝑓𝑖𝑗𝑙𝑖𝑗 𝑑𝑖𝑗

)1/2√2𝑔𝐴𝑖𝑗


∑𝑘𝑚𝑖𝑗 +𝑓𝑖𝑗𝑙𝑖𝑗

𝑑𝑖𝑗 =

𝐻𝑗 − 𝐻𝑖

𝑄𝑖𝑗2 2𝑔𝐴𝑖𝑗

2

Donde:

∑ kmij → Sumatoria de coeficientes de resistencia en tubería que conecta nodo i

con nodo j

Hj →Carga estática en nodo j

Hi →Carga estática en nodo i

fij →Coeficiente de fricción en tubería que conecta nodo i a nodo j

lij →Longitud del tramo desde nodo i a nodo j

Aij →Área de la tubería que conecta el nodo de entrada i con nodo de salida j

dij →Diámetro de tubería que conecta nodo de entrada i con nodo de salida j

Qij →Caudal en el tramo que conecta nodo i y el nodo j

5. Con los valores de [∑𝑘𝑚𝑖𝑗 +𝑓𝑖𝑗𝑙𝑖𝑗

𝑑𝑖𝑗 ] calculados se estiman los valores de

𝛿𝑓𝑖

𝛿𝐻𝑗 y

𝛿𝑓𝑗

𝛿𝐻𝑖.

Se determinan los valores 𝑓𝑖

6. Se plantea la ecuación matricial:

[𝐷𝑓

𝐷𝐻] [𝐷𝐻] = [−𝐹]

Y se resuelve para encontrar la matriz columna DH:

[𝐷𝐻] =

[

𝛿𝐻𝑗

..

.𝛿𝐻𝑁𝑢]

7. Se corrigen los valores 𝐻𝑖 y 𝐻𝑗 para todos los nodos:

𝐻𝑖𝑛 = 𝐻𝑖𝑛−1 + 𝛿𝐻𝑖

8. Con los nuevos valores de 𝐻𝑖 y 𝐻𝑗 se vuelve al paso 2. Los valores de la cabeza en

nodos de cabeza constante no se corrigen.

Capítulo 1 27

9. El proceso termina cuando los valores sucesivos de H son razonablemente iguales

en iteraciones sucesivas.

1.1.3.3 Método de la teoría lineal o de Wood-Charles

Este método fue creado en 1972 para redes cerradas, se fundamenta en la linealización de

las ecuaciones de energía para analizar la red en su totalidad. Utiliza ecuaciones lineales

de continuidad del flujo en cada nodo, pero para la pérdida de carga en los circuitos se

aplican ecuaciones no lineales. “En este método, las ecuaciones de energía en bucle son

modificadas para que sean lineales para descargas previamente conocidas y se resuelven

de forma iterativa” (Swamee, P. K., & Sharma, A. K. 2008).

Según Swamee, P. K., & Sharma, A. K. (2008) y Saldarriaga (1998) los siguientes pasos

deben seguirse para aplicar el método de la teoría lineal:

1. Enumerar los nodos, tuberías y circuitos.

2. Escribir la ecuación de la descarga para todos los nodos a excepción de uno, de la

siguiente manera:

𝐹𝑗 = ∑ 𝑄𝑗𝑛

𝑗𝑛

𝑛=1

− 𝑞𝑗 = 0

Qjn →Caudal en la n-esima tubería en el nodo j

qj →Caudal de salida del nodo j

jn →Número total de tuberías asociadas al nodo j

Fj →Caudal o descarga en el nodo j

3. Escribir las ecuaciones de pérdida de carga para todos los circuitos. Utilizar la siguiente

ecuación:

𝐹𝑘 = ∑ 𝐾𝑛|𝑄𝑘𝑛|𝑄𝑘𝑛

𝑘𝑛

𝑛=1

= 0

Kn→Número total de tuberías en el k-esimo circuito

Qkn→Caudal en la n-esima tubería en el circuito k


4. Suponer los caudales iniciales Q1, Q2, Q3. En este paso no se debe cumplir la ecuación

de continuidad.

5. Suponer factores de fricción 𝑓𝑖 = 0,02 en todas las tuberías y calcule las perdidas en

las tuberías.

2. Crear una matriz con las ecuaciones de continuidad de masas en los nodos y de

conservación de energía en los circuitos.

3. Calcular los caudales en cada uno de los tubos de la red invirtiendo la matriz, y

resolviendo la ecuación de las matrices.

4. Se corrigen los caudales, calculándolos antes de pasar a la siguiente iteración.

5. Se calculan las nuevas perdidas y los caudales corregidos.

6. El proceso termina cuando los valores sucesivos de carga son razonablemente iguales

en mínimo dos iteraciones sucesivas.

1.1.3.4 Método de gradiente

Este método enuncia que al existir un flujo permanente en las tuberías se garantiza el

cumplimiento de las ecuaciones de conservación de masa en los nodos de la red y de

conservación de energía en los circuitos. El numeral 2 del artículo 57 de la resolución 0330

de 2017 referente a la Modelación de redes de distribución de agua, enuncia que este

método debe estar incorporado en los programas utilizados para la modelación de redes.

Según Saldarriaga J. (1998) las condiciones en que se fundamenta el método son las

siguientes:

Se debe cumplir la ecuación de continuidad en cada nodo.

∑Qij

NTi

j=1

− QDi + Qei = 0

Donde:

NT→Número de tramos

QDi→Caudal de salida del nodo i

Qei→Caudal de entrada al nodo i

Capítulo 1 29

∑ Qij →Sumatoria de caudal de nodo i a nodo j

Debe existir relación no lineal entre el caudal y las pérdidas por fricción para cada una de

las tuberías de la red. El sistema matricial de este método, que debe ser resuelto en forma

iterativa matricial, se configura por un sistema disperso, lineal, simétrico y definido

positivamente con el número de incógnitas según el número de tramos, circuitos y nodos

en una matriz nxn. Los siguientes son pasos para la aplicación del método (Saldarriaga

1998):

1. Suponer caudales iniciales en cada tubería de la red. No deben estar balanceados

en este primer paso.

2. Resolver el sistema matricial utilizando método estándar para la solución de

ecuaciones lineales simultaneas.

3. Con la carga del nodo siguiente (𝐻𝑖+1) se determina el caudal en el siguiente nodo

(𝑄𝑖+1). Y utilizando el caudal también se puede determinar la carga.

4. Con este [𝑄𝑖+1] se vuelve a configurar el sistema para encontrar otro nuevo (𝐻𝑖+1)

5. El proceso termina cuando las cargas en el nodo 𝑖 + 1 se aproxima a la carga en el

nodo i (𝐻𝑖+1 ≈ 𝐻𝑖)

1.1.4 Elementos fundamentales que componen una red de distribución

Como elementos de las redes de distribución de agua potable se consideran sólo aquellos

utilizados para la conducción, es decir, aquellos elementos instalados posterior a la planta

de tratamiento de agua potable utilizados para al transporte desde la planta hasta la zona

de consumo. Los elementos utilizados para el transporte desde la fuente de abastecimiento

hasta la planta de tratamiento son considerados elementos para la aducción (Resolución

N° 0330, 2017).

Los siguientes son los elementos fundamentales utilizados para el correcto funcionamiento

de una red de distribución:


1.1.4.1 Tanque de almacenamiento

Los tanques de almacenamiento son instalados para retener volúmenes de agua tratada y

abastecer el caudal de consumo de un día, contribuyendo así a regular el caudal y la presión

en la red de distribución. El volumen de respaldo o reserva garantiza el abastecimiento

durante fallas en la captación, tratamiento, bombeo, entre otras contingencias. Además de

garantizar el caudal de servicio el tanque de almacenamiento debe garantizar la calidad del

recurso, por ello se instalan tanques impermeables y herméticos utilizando soldaduras o

distintos mecanismos de cierre. Teniendo en cuenta la relación del tanque con la red, estos

pueden ser un depósito principal de cabecera, depósito de cola o equilibrio y depósito de

quiebre de presión. El primero es el más utilizado, es aquel depósito donde llega la totalidad

del agua a distribuir. Se encuentra ubicado al inicio de la conducción y conectado a las

líneas principales o arterias para el arranque de la operación de la red. El depósito de cola

cubre zonas donde la presión presente en la red no es suficiente, su instalación dependerá

de las pérdidas y la disminución de la presión en la red. (Rull, A. S., & Floristán, F. J. P.

2012). Un depósito de quiebre de presión es instalado en puntos intermedios de una tubería

de flujo por gravedad donde se excede la carga máxima, son utilizados para disminuir la

presión aguas abajo y almacenar el recurso. Dentro de este elemento de la red ocurre una

caída que anula el exceso de carga existente por encima de la presión máxima, su

presencia requiere que el diseño de la tubería aguas abajo y aguas arriba del tanque se

haga por separado (Swamee, P. K., & Sharma, A. K. 2008).

Figura 1-4. Depósito principal y tanque de quiebre de presión.

Fuente: Swamee, P. K., & Sharma, A. K. (2008).

Además de la tubería de entrada y de salida, los tanques de almacenamiento cuentan con

válvulas de control de altitud a la entrada que cierran cuando se alcanza el nivel máximo.

Dichos controles de altitud pueden estar compuestos por una válvula de retención de

Depósito principal

Tanque de quiebre

de presión

Capítulo 1 31

columpio, válvula controladora de nivel y un colador, además de una válvula de retención y

válvulas de compuerta (Fair, G. M., Okun, D. A., & Geyer, J. C. 1968). El tanque puede

tener dos compartimientos para el mantenimiento. En caso de tener un solo compartimiento

debe contar con una tubería de paso directo o by pass, válvulas en la tubería de entrada,

salida y rebose para la reparación de los conductos. (RAS, 2010).

Según la normativa colombiana los tanques de almacenamiento deben tener circulación del

agua dentro del tanque con sistema de mezcla First In, First Out (FIFO por sus siglas en

inglés), esquina con forma de chaflán, sistemas de renovación de aire, borde libre mínimo

de 0,3m y aireación que no permita entrada de vectores o contaminantes. En la tubería de

salida, cuando ocurran niveles mínimos se deben evitar los vórtices, la entrada de aire a la

red y la resuspensión de sedimentos. El tanque debe tener pendiente para evacuación de

lodos y labores de limpieza, sistema de alivio para excesos, sistema de drenaje y entrada

para operarios. (Resolución N° 0330, 2017, art. 79)

El abastecimiento de una zona debe ser uniforme según el caudal de consumo diario

máximo para evitar disminución en la calidad de la prestación del servicio, en cada hora el

tanque debe tener la capacidad de suplir el consumo y adaptarse a los cambios a lo largo

del día. Para ello, el volumen del tanque contiene la reserva contra incendios, reserva de

emergencias (25% del volumen total) y el almacenamiento total incluyendo el

almacenamiento compensador (Fair, G. M. et al., 1968).

En Colombia, el volumen de diseño del tanque debe ser el valor máximo entre la capacidad

de regulación y la capacidad de almacenamiento. Esta última se obtiene teniendo en cuenta

el volumen a distribuir en el día de máximo consumo y corresponde a 1/3 de dicho volumen

(Resolución 0330, art. 81, 2017). La capacidad de regulación, también conocida como

almacenamiento compensador, se obtiene teniendo en cuenta el consumo diario y

procurando un abastecimiento uniforme del agua. Las horas donde se presentan bajo y alto

consumo (horas de consumo pico) constituyen escenarios no ideales que alteran el

abastecimiento uniforme. En el escenario de baja demanda, lo bombeado no es consumido

en su totalidad y se da el almacenamiento de dicho exceso. En el escenario de alta

demanda se debe contar con un volumen almacenado para cubrir los excesos de consumo.

Regularmente el volumen no consumido en el primer escenario es utilizado para cubrir los

excesos demandados en el segundo escenario. El almacenamiento de compensación suele

ser el 15 o 20% del consumo del día, en caso de suministro de 24 horas. Si la operación es


de 12 horas el almacenamiento de compensación esta entre el 30 y 50% del consumo del

día. Cuando lo anterior no se pueda aplicar se recurre a la ampliación del volumen total del

tanque. (Fair, G. M. et al., 1968). La capacidad de regulación depende en su totalidad de

los patrones de consumo de cada zona y debe ser calculada utilizando métodos gráficos o

analíticos según los valores y comportamientos de la zona abastecida (Resolución N° 0330,

2017)

1.1.4.1.2 Tipos de tanque de almacenamiento

Según la normativa colombiana, los tanques de almacenamiento pueden ser enterrados,

semienterrados, superficiales y elevados. Lo anterior tomando el emplazamiento, la altura

o profundidad con respecto a la superficie del suelo, como criterio para su clasificación.

También se pueden clasificar según su cubierta como tanques abiertos, cerrados o con

cubierta flotante (Castillo Vásquez, D. 2019), los tanques de almacenamiento de agua

potable deben ser cerrados con cubierta hermética e impermeable para evitar alteración

negativa en la calidad del agua (RAS, 2010). Adicional a las clasificaciones anteriores, los

tanques pueden ser de tipo corte o relleno, tanques elevados y columnas reguladoras (Fair,

G. M. et al., 1968). La cimentación del reservorio puede ser rígida, flexible, profunda o contar

con un aislador de base. Según la geometría, se pueden encontrar tanques cúbicos,

cilíndricos, esféricos e intze; en Colombia no existe exigencia en cuanto a la forma del

tanque, en el Reglamento Técnico de Agua Potable y Saneamiento Básico [RAS] sólo se

exige durabilidad, seguridad y garantías para mantener la calidad del agua potable, los

anteriores criterios requieren evitar la formación de zonas muertas. Por último, según el

material de fabricación los tanques pueden ser: tanques en concreto armado, concreto

presforzado, acero, entre otros (Castillo Vásquez, D. 2019). Los materiales que se

encuentran recomendados en el RAS son concreto reforzado, fibra de vidrio, vidrio

fusionado al acero y acero cuando las condiciones garanticen que la temperatura y calidad

del agua no serán afectadas. Los materiales a utilizar deben cumplir las normas técnicas

colombianas por encima de las normas internacionales y deben garantizar impermeabilidad

y resistencia a la corrosión.

A continuación, se realiza la descripción de los tipos de tanques de almacenamiento

teniendo en cuenta la normativa colombiana y el Libro 12: Diseño de Redes de Distribución

Capítulo 1 33

de Agua Potable del Manual de Agua Potable, Alcantarillado y Saneamiento de la Comisión

Nacional del Agua – CONAGUA de México:

Tanques enterrados: Los tanques enterrados poseen toda su estructura por debajo de la

superficie del suelo. La cota en la que sea enterrado debe ser suficiente para abastecer la

población con la presión mínima exigida en todos los puntos de la zona de consumo. Las

grandes excavaciones y las posibles filtraciones se convierten en las desventajas de este

tipo de tanques, por ello, entre los requerimientos del RAS se exige que el material sea

impermeable y resistente a la corrosión. Para su instalación se procura que el terreno sea

de fácil excavación. La temperatura del agua en este tipo de tanques no aumenta debido a

la no exposición al sol, además, no se convierte en un obstáculo en el tránsito y paisaje,

siendo de muy buena adaptación al entorno.

Tanques semienterrados: Los tanques semienterrados se encuentran con parte de su

estructura enterrada hasta el nivel donde la cota del terreno permita garantizar el

abastecimiento de todos los puntos de la red. Posee parte de su estructura sobre el nivel

del suelo debido a que se ubican en terrenos que no son, por completo, de fácil excavación.

El acceso a las instalaciones del tanque se torna más sencillo que en el caso de tanques

enterrados o elevados.

Los dos tipos de tanques mencionados anteriormente, según el RAS, poseen restricciones

de ubicación y profundidad porque se debe evitar su exposición a posibles filtraciones. El

fondo de estos tanques debe encontrarse a una profundidad de 1 metro por encima de las

tuberías de alcantarillado si está en suelo impermeable. En suelo permeable el fondo debe

estar a más de 45 m por encima de la tubería. En cuanto a distancias laterales, los tanques

deben estar a más de 30m de tuberías de alcantarillado. En caso de existir un sistema de

drenaje al exterior y alrededor del fondo del tanque, las distancias mencionadas

anteriormente pueden ser de 0.5 y 22.5 m, para suelos impermeable y permeables,

respectivamente. El fondo de estos tanques debe estar por encima 0.5 m del nivel freático

para evitar la contaminación del agua almacenada (RAS, 2010).

Tanques superficiales: Los tanques superficiales son aquellos donde toda la estructura

está ubicada por encima de la superficie del suelo. Se instalan en terrenos de difícil

excavación donde la topografía del lugar es adecuada y no se debe perder altura.


Tanques elevados: En los tanques elevados la estructura de almacenamiento se

encuentra apoyada en otra estructura de soporte que le da elevación al almacenamiento

útil. Es utilizado en terrenos que no poseen topografía montañosa o con elevaciones. Entre

los factores que influyen para la localización y diseño de este tipo de tanques se encuentra

el peligro para la navegación aérea en caso de ubicarse en servidumbres de aeropuertos,

el diseño debe contemplar su integración al paisaje.

Todo el volumen requerido para almacenamiento puede ser dispuesto en un solo tanque

elevado o se puede utilizar la combinación de varios tipos de tanque (uno de menor tamaño

enterrado, semienterrado o superficial).

1.1.4.2 Tuberías de una red de distribución

Las tuberías conforman la estructura fundamental de la red de distribución, son objetos

cilíndricos de diferentes diámetros y materiales utilizados para conducir el agua proveniente

de la planta de tratamiento. La implementación de tuberías es el mecanismo más usado

para transportar pequeños y grandes caudales. En estos elementos el fluido ocupa toda la

sección transversal y no se presenta la formación de superficie libre (Swamee, P. K., &

Sharma, A. K. 2008).

En una red de distribución se encuentran los siguientes tipos de tubería para la conducción

del agua hacia la zona a abastecer:

Tuberías principales: También llamadas líneas arteriales. Estas tuberías pueden conducir

grandes caudales provenientes de plantas de tratamiento, sistemas de bombeo y

reservorios o tanques de almacenamiento. Conforman el circuito más grande de la red del

que dependen todos los usuarios. De estos conductos se desprenden circuitos o

ramificaciones separadas a no más de 1 kilómetro de distancia. Con los conductos

arteriales se garantiza flujo continuo que incluye caudal contraincendios y caudal para cubrir

la demanda por los diferentes usos (McGhee, T. J., 1999). Operan en función de las

particularidades de demanda de la zona de consumo, la capacidad del almacenamiento de

servicio, la capacidad de conducción dentro sí mismas y la conducción en tuberías

secundaria, esto último, debido a que se encuentran interconectadas entre sí y a las

tuberías secundarias. De las tuberías principales depende indirectamente el abastecimiento

de todos los sectores de la zona de consumo (Ratnayaka, D. D., et al. 2009).

Capítulo 1 35

Tuberías secundarias: Las conducciones secundarias unen una línea principal con otra y

de esta manera reciben su flujo. Según el tipo de red, estas forman circuitos más pequeños

pero que mantienen la capacidad para almacenar caudal contraincendios sin presentar

grandes pérdidas de presión. Se localizan cada 2 a 4 cuadras. (McGhee, T. J., 1999).

Pueden estar conectadas a un tanque de almacenamiento local o a una tubería principal.

Están expuestas a las variaciones horarias de la demanda y por ello se diseñan para

soportar dichos cambios en el flujo que puede estar entre el 200 y 300% de la demanda

diaria promedio anual (Twort, A. C., Ratnayaka, D. D., & Brandt, M. J. 2000).

Por último, se encuentran las pequeñas conducciones, estas son las directas responsables

del abastecimiento de los usuarios. Además de estar conectadas a las acometidas de los

usuarios, pueden estar conectadas por ambos extremos a conducciones secundarias y a

otras pequeñas conducciones, cubriendo así toda el área beneficiaria del abastecimiento.

Poseen válvulas para el aislamiento de tramos en busca de afectar el menor número de

usuarios en labores de reparación o mantenimiento (McGhee, T. J., 1999).

El flujo en las tuberías está condicionado por parámetros como el diámetro, material,

profundidad y velocidad del flujo al interior de estas. Los diámetros de una red de

distribución varían según la zona a abastecer y cada país determina a través de normas los

diámetros pertinentes. Una misma red de distribución puede abastecer zonas industriales

y zonas domésticas, según McGhee, T. J. (1999), las líneas destinadas exclusivamente

para este último uso suelen tener diámetro mínimo de 100mm y longitud máxima de 400m

cuando en uno de sus extremos es cerrada, y longitud de 600m cuando ambos extremos

están conectados a la red. En zonas donde no se presentan altos consumos, los diámetros

de tuberías secundarias están alrededor de los 150mm con nodos ubicados a intervalos

cercanos a los 180m. El tamaño mínimo de diámetro regular en distritos de altas tasas de

consumo es de 200mm. Las líneas de calles principales suelen tener diámetro mínimo de

300mm y con nodos ubicados a 180m máximo entre sí.

En el caso específico de Colombia, la resolución 0330 de 2017 en su artículo 63 enuncia

que el diámetro mínimo para sectores urbanos debe ser de 75mm y para sectores rurales

de 50mm. Este dato concuerda con los valores comunes en líneas de pequeñas

conducciones enunciados por McGhee, T. J. (1999), las longitudes regulares para estas


líneas son de máximo 100m con un extremo cerrado y máximo de 200m con ambos

extremos conectados.

El material de la tubería condiciona la calidad del agua transportada, las pérdidas y las

deformaciones por las cargas internas o externas, por ello, el material de los ductos se

convierte en un factor crucial para lograr un flujo eficiente. Las condiciones topográficas,

tuberculización, incrustación, corrosión y las afectaciones debido a presiones de trabajo son

factores que determinan el tipo de material a utilizar en la red. Las tuberías se pueden

encontrar en distintos materiales que condicionan la capacidad hidráulica y se clasifican

como tuberías rígidas, flexibles o semi rígidas (Ratnayaka, D. D., et al. 2009).

En Colombia la resolución 1096 del 2000 (numeral 6.4.4.4 del título B del RAS 2000) hace

referencia a los materiales utilizados en redes de distribución, determina las normas

técnicas y estándar de calidad que deben cumplir para operar en un acueducto del país. La

anterior resolución fue derogada por la resolución 0330 de 2017, pero la resolución 1096

se utiliza como referencia dado que la normativa vigente no posee especificaciones sobre

el material de las conducciones. Entre los materiales mencionados se encuentran: Acero

con o sin revestimiento, concreto reforzado con o sin cilindro de acero (CCP por sus siglas

en inglés: Concrete Cylindre Pipe), poliéster reforzado con fibra de vidrio (GRP por sus

siglas en inglés: Glass Reinforced Pipe), Hierro Dúctil (HD), Polietileno de Alta Densidad

(PEAD) y Polivinilo de Cloruro (PVC y PVC-O). El material de la tubería debe soportar

cargas externas en simultaneo con las cargas internas, además de cargas externas con

ducto vacío. Los esfuerzos mencionados están dados por la sobrecarga, el tráfico, las

cargas provenientes del suelo y la presión hidrostática interna (Ratnayaka, D. D., et al.

2009).

Existen profundidades mínimas y máximas establecidas para evitar la deformación o

ruptura de la tubería a causa de los distintos esfuerzos mencionados que pueden actuar

sobre el material, por ejemplo, la carga externa ejercida por el suelo aumenta proporcional

al aumento de la profundidad y la carga ejercida por el tráfico (cargas vivas) aumenta

conforme disminuye la profundidad. Para tuberías en vías vehiculares se tiene que, a 6 m

de profundidad, la carga del tráfico regularmente corresponde al 10% de la carga total

(Ratnayaka, D. D., et al. 2009). Para Colombia, la resolución 0330 de 2017 en su artículo

Capítulo 1 37

60 determina que la profundidad máxima a la que debe encontrarse la tubería, teniendo en

cuenta la cota clave, es de 1.5 m y estipula que, para tuberías en vías vehiculares, en zona

rural y urbana, la profundidad mínima debe ser de 1m. Para vías peatonales, zonas verdes

y agrícolas, en zona rural debe ser de 1m y en zona urbana de 0.6m, en el último caso se

debe contemplar la profundidad que requieren los accesorios y sus cajas para que estas no

sobresalgan e interrumpan el paso. En casos donde se requiera mayor profundidad se debe

contar con aprobación de Empresa de Servicio Público – E. S. P. y de la oficina de

planeación municipal.

La velocidad del flujo dentro de una tubería de red de distribución regularmente es menor

a 1 m/s y en casos de consumo pico, como en caso de incendios, se acerca a los 2 m/s

(McGhee, T. J., 1999). En el artículo 56 la resolución 0330 de 2017, se determina que el

valor mínimo de velocidad en los ductos debe ser de 0.5m/s y la velocidad máxima está

dada por los límites establecidos según el material de la tubería. Como referencia de las

velocidades que manejan los materiales se encuentran los siguientes valores máximos, en

tubería con material nuevo (RAS, titulo B, numeral 7.4.8., 2000):

Tabla 1-1. Velocidades máximas en material nuevo según el RAS

Material Velocidad

máxima (m/s)

Acero sin revestimiento 5.0

Acero con revestimiento 4.0

Hierro dúctil 4.0

CCP 3.0

PVC y PVCO 6.0

PEAD 5.0

GRP 6.0

Polipropileno 6.0

Si existe un fabricante cuyo producto pueda manejar un valor más alto de velocidad, a los

referenciados anteriormente, esto no será impedimento para su instalación debido a la

modificación de este criterio en la normativa vigente.

A continuación, se realiza una descripción de las características de cada material:


Tuberías de Hierro Dúctil

La tubería de Hierro Dúctil se caracteriza por tener buena resistencia a la carga exterior y

a la corrosión cuando posee revestimiento. Tiende a ser liviana y dúctil a término medio, y

de poca elasticidad. Si no se encuentra revestida en el exterior puede presentar corrosión

electrolítica y puede presentar tuberculización cuando no está revestida internamente (RAS,

2000). “La tubería de hierro dúctil se ha destacado durante mucho tiempo por su economía

a largo plazo, rendimiento, confiabilidad y un historial comprobado de servicio a la salud

pública, la seguridad y las necesidades diarias de agua”. (AWWA, Vol. 41., 2002 p. 4)

Previo a la aparición del hierro dúctil se utilizaban en redes de distribución tuberías de hierro

fundido. Dadas las modificaciones y las ventajas del hierro dúctil esta ha desplazado

gradualmente las tuberías de hierro fundido. La microestructura del HD, compuesta por

hierro con contenidos de fósforo y azufre en aleación con magnesio, brinda a esta tubería

mayor dureza, resistencia y ductilidad resultando en un material menos frágil y más liviano

para un mismo valor de resistencia. Este material es susceptible a la corrosión y por

consiguiente a la reducción de su diámetro interno debido a la tuberculización que causa

incremento de la rugosidad y obstaculiza el flujo, resultando en una reducción de la

capacidad hidráulica de la tubería hasta del 70%, por ello revestir la tubería con cemento

se convierte en una alternativa para evitar la tuberculización. Las pequeñas grietas que se

puedan presentar en estructuras de cemento se auto reparan en contacto con el agua. Las

propiedades del suelo pueden causar corrosión en la parte externa de la tubería, esto suele

evitarse instalando la tubería en tubos de polietileno. (McGhee, T. J. 1999)

En las redes de distribución se debe evitar combinar tuberías de distintos materiales, dado

que el coeficiente de rugosidad debe ser uniforme a lo largo de la red para evitar cambios

significativos en la velocidad del flujo, pero en el caso del hierro dúctil es posible hacer

instalaciones con accesorios de hierro fundido (en caso de existir instaladas tuberías

antiguas de hierro fundido) y puede adaptarse a distintos accesorios, hidrantes, válvulas y

juntas de diversos revestimientos y materiales. Existen más de 15.000 variaciones para

adaptar e instalar tuberías de hierro dúctil y accesorios (AWWA, Vol. 41., 2002). Las

tuberías de hierro dúctil son fabricadas con longitud de 5.5m, con vida útil de

Capítulo 1 39

aproximadamente 100 años. Las uniones a presión con empaques de caucho son más

utilizadas dado que permiten mayor facilidad en el ensamble y reducen las posibilidades de

fugas ocasionadas por el desplazamiento de la tubería posterior a la finalización del

montaje. Para los cambios de dirección se utilizan contrafuertes que aportan resistencia

ante las fuerzas longitudinales. Para pequeños cambios de dirección se inclinan las

secciones hasta 5°, si poseen uniones mecánicas hasta 8° y con uniones de bola flexible

15° (McGhee, T. J. 1999).

Existen distintos diámetros que se manejan comercialmente para cada material de tubería.

En el caso del hierro dúctil, según la sección II del título B del RAS 2000, los diámetros

comerciales van desde 4 hasta 24 pulgadas (diámetro nominal (DN) aproximado de 100

mm hasta 600 mm), mayores diámetros se encuentran si se realiza pedido de tubería. La

presión de funcionamiento admisibles (PFA), para los diámetros comerciales, se encuentra

en la mayoría de los fabricantes dada por el estándar europeo de presión clase C, de dichas

presiones se tiene clase C25, C30 y C40. Estas clases se encuentran en la norma ISO

2531:2009 que es la norma más aplicada por los fabricantes, cada una se encuentra para

cierto rango de diámetros. Cada clase corresponde a una presión máxima admisible (PMA)

y una Presión de Ensayo Admisible (PEA), en la siguiente tabla se muestran las presiones

manejadas para tubos con junta automática estándar:

Tabla 1-2. Presiones de funcionamiento en tubería de hierro dúctil.

DN Clase de

presión

PFA PMA PEA

bar

80 – 300 C40 40 48 53

350 – 600 C30 30 36 41

700 – 2000 C25 25 30 35

Fuente: PAM - Saint Gobain Colombia S.A.S. (2016)

Tuberías de acero

Las tuberías de acero se caracterizan por resistir muy bien la tracción y altas presiones. Se

adaptan a zonas donde pueden existir asentamientos, aunque en grandes diámetros tiene

baja resistencia a la carga exterior. Si no cuenta con revestimiento tiene muy baja

resistencia a la corrosión externa e interna, por lo que puede presentar tuberculización. Es


un material dúctil y maleable que con presiones negativas presenta baja estabilidad

estructural (RAS, titulo B., 2000). En dichas condiciones de compresión, dado el grosor de

sus paredes, puede deformarse hasta colapsar, por ello se recomiende prever la admisión

de aire para evitar los fenómenos de compresión. (Resolución N° 0330, 2017).

En el comercio es común encontrar tuberías de acero al carbono, de acero inoxidable y

galvanizado (Buenahora Martínez, L. F. 2013). Para hacer frente a las características

corrosivas que puede tener el agua o el suelo, en los tipos de acero que lo requieran los

fabricantes implementan revestimiento de material inoxidable, cemento portland, brea o

material bituminoso. Con las anteriores características resulta un material con una vida útil

de 50 años aproximadamente (McGhee, T. J. 1999).

Según la sección II del título B del RAS 2000, las tuberías de acero se pueden encontrar

desde ½” hasta diámetros requeridos por pedido. En particular para el acero al carbono lo

común es encontrar diámetros desde ½ pulgada hasta 24 pulgadas. La Norma Técnica

Colombiana 3470 para tuberías de acero al carbono y galvanizado (adopción de la norma

ASTM 53) especifica las presiones manejadas por el material y las clasifica según la presión

de prueba a la que se somete el material, en Grado A y Grado B. Teniendo en cuenta datos

recolectados por Buenahora Martínez, L. F. (2013) y valores del Grupo Vemacero, C. A.

(2006), las presiones varían según el diámetro y espesor de la pared de la tubería desde

300 hasta 3000 psi para acero al carbono y acero galvanizado, las longitudes de sección

comercial son de 6 metros.

Tubería de concreto

Las tuberías de concreto son muy resistentes a sobrepresiones y subpresiones causadas

por el golpe de ariete, tienen alta resistencia a grandes presiones internas y cargas

externas. Poseen buena estabilidad estructural, gran peso y en suelos con pH menor a 4

requieren recubrimiento epóxico externo (RAS, titulo B., 2000).

Las tuberías de concreto se pueden encontrar con cilindro (CCP) o sin cilindro de acero.

Para su fabricación se utiliza un alambre pretensionado de alta resistencia a la tensión para

instalarlas en redes con alta presión, soportan presiones estáticas de hasta 2700kPa.

Pueden tener vida útil de 75 años aproximadamente, para aguas sin características ácidas

este material no está sujeto a corrosión o modificaciones en su capacidad hidráulica

Capítulo 1 41

(McGhee, T. J. 1999). Los fabricantes acogidos a la Norma Técnica Colombiana 747, que

equivale a una adopción de la norma AWWA C303-02, producen tuberías para presiones

hasta 400psi y diámetros de 10 a 72” (Martínez Insignares, E. 2004) y se pueden encontrar

en el mercado tramos con longitudes de 5 a 7 m. Generalmente se utilizan en líneas

matrices y conducciones principales; la resistencia a cargas externas es tal que los

recubrimientos externos para este tipo de tuberías pueden ser de 3 o más metros (Baena

Padilla, N., & Vargas Liévano, A. 1999).

En tubería de CCP, la corrosión dada por condiciones externas no constituye un problema

como para la tubería de acero. La protección del cilindro en lámina de acero es un

revestimiento con capa de mortero de cemento, dicho revestimiento también se cuenta en

el interior del ducto evitando la corrosión interna y externa. Los cambios rápidos hacia

sobrepresiones o presiones picos pueden ser soportados por este tipo de tubería sin causar

averías o rupturas (Baena Padilla, N., & Vargas Liévano, A. 1999).

Tuberías de plástico

Materiales como poliéster reforzado con fibra de vidrio (GRP), Polietileno de Alta Densidad

(PEAD) y Polivinilo de Cloruro (PVC y PVC-O) conforman los tipos de materiales de tuberías

de plástico. El PVC, GRP y PEAD tienen en común que no tienen reacción ante sustancias

corrosivas, son de fácil instalación y manejo, además, ante cargas externas tienen buena

resistencia. La tubería de PVC permite 50°C como temperatura máxima de trabajo, tiene

baja resistencia a la flexión y ante la radiación solar se degrada. Los diámetros comerciales

para PVC van de 12.5 a 900mm (½” a 36”), para GRP de 300 a 2400mm (de 12” a 96”) y

para PEAD, de 20 a 1200mm (¾” a 48”) (RAS, titulo B., 2000).

Las tuberías plásticas (como las de PEAD y el PVC-O) son las más usadas y recomendadas

por las Empresas de Servicio Público encargadas del suministro de agua potable en los

municipios de Colombia (Rull, A. S., & Floristán, F. J. P. 2012).

Las tuberías de plástico son utilizadas y recomendadas para instalaciones hidrosanitarias

de las viviendas, dado su menor costo y su facilidad de instalación y manejo. La vida útil es

de 25 años aproximadamente y pueden durar mucho más tiempo operando sin colapsar,

pero su eficiencia puede verse reducida luego de los 25 años. En el PEAD, luego de los 50

años la rigidez resulta en sólo un 16% de la rigidez inicial (Martínez Insignares, E. 2004).


La tubería de PVC es la más usada en instalaciones conectadas a las domiciliarias y a las

líneas secundaria. La presión de trabajo en dicho material varía conforme varía la relación

diámetro espesor, según las normas AWWA, ASTM o NTC existen distintas clasificaciones

con las que varía la presión de trabajo de la tubería. En la siguiente tabla se muestran las

presiones de trabajo de fabricantes, que cumplen los criterios exigidos por la NTC 369 para

tubería de PVC rígido tipo I, Grado I:

Tabla 1-3. Presiones de trabajo para tubería de PVC

Diámetro (pulg.) Relación

Diámetro Espesor

Presión de trabajo

(kg/cm2)

3 - 6 9 35.16

2½ - 6 11 28.13

2 - 8 13.5 22.15

2½ - 6 17 17.58

2 – 12

21 14.06

26 11.25

32.5 8.79

41 7.03

3 – 12 51 5.62

Fuente: Tubosa S.A.S. (2018). COVAL Comercial S.A. (2005).

La Norma Técnica Colombiana aplicada a PEAD es la NTC 4585 que toma los lineamientos

de la norma ISO 4427. Teniendo en cuenta dicha norma los fabricantes ofrecen en el

mercado tubería estándar con presión nominal hasta 16 bar (PN16), aunque también es

posible encontrar tubería con presión nominal hasta 20 bar (PN20).

1.1.4.3 Sistemas de bombeo

En el suministro de agua un sistema de bombeo puede ser implementado para cumplir

alguna de las siguientes funciones: 1. La captación del agua cruda desde la fuente y el

transporte hacia la PTAP, 2. El impulso del agua tratada hacia un tanque de

almacenamiento o el transporte directo hacia la red de distribución 3. La elevación de las

presiones en zonas donde la presión disminuya y no sea suficiente para abastecer ciertos

Capítulo 1 43

puntos elevados topográficamente. Una red de distribución puede tener una o más

estaciones de bombeo según el tamaño de la población. Las estaciones son la parte

fundamental de los sistemas de bombeo y sus componentes principales son: tuberías de

succión, bombas, válvulas, controles y tubería de impulsión.

Los siguientes son los componentes fundamentales de un sistema de bombeo y

corresponden a las estaciones de bombeo que pueden estar en la conducción mas no en

la aducción del agua:

Tubería de succión: Es la conexión entre el tanque que posee el agua a impulsar y la

entrada de la bomba. Existe una relación dada por el diámetro de succión de la bomba que

determina la longitud de esta tubería, en todos los casos se busca que dicha longitud sea

lo más pequeña posible. El valor del diámetro de succión de la bomba es el valor mínimo

de longitud que debe tener dicha tubería, ésta puede ser mayor siempre y cuando se tenga

en cuenta el diámetro de succión como valor de referencia, si se va a aumentar debe ser

una o dos veces mayor que la abertura de succión de la bomba (Headquarters, Department

of the Army, 1992)

El diámetro de las tuberías de succión de la bomba suele ser mayor que el diámetro de la

tubería de descarga para reducir las pérdidas de carga. (Ratnayaka, D. D., et al.

2009). Cuando se procede a iniciar el flujo en la bomba se debe realizar el cebado para

evitar presiones negativas o cavitación. El cebado consiste en el llenado de la tubería de

succión y la carcasa de la bomba (Lehr, J. H., Keeley, J., & Lehr, J. 2005).

Cuando se utilice bomba de succión simple, el diámetro de la tubería de succión debe ser

del mismo tamaño que el diámetro de la boquilla de succión de la bomba, en bombas de

doble succión la longitud de la tubería será mínimo 10 diámetros contando desde la brida

de succión de la bomba en línea recta. En estaciones con instalación de bombas múltiples

se cumplirá que los cabezales de la tubería de succión serán los ideales para que una sola

bomba pueda trabajar con el caudal proporcional o requerido. En la tubería de succión se

ubica una válvula compuerta para aislar la máquina o la línea y realizar mantenimiento a

cualquiera de estas. En aras de prevenir la formación de bolsas de aire, se instala el vástago

de la válvula de manera horizontal (Headquarters, Department of the Army, 1992).

Bombas: Las bombas de una estación de bombeo pueden ser de distintos tipos según el

nivel del agua a bombear, la localización de la estación (ojo del impulsor) y el lugar o nivel


de la tubería de descarga, ya sea un tanque o una red. Las bombas utilizadas comúnmente

en sistemas de bombeo de redes de distribución son: bombas centrifugas horizontales o

verticales de carcasa dividida encargadas de transportar el agua, bombas de turbina vertical

instaladas a la entrada y bombas sumergibles utilizadas en pozos (Lehr, J. H., et al. 2005).

Figura 1-5. Bomba centrífuga horizontal en sistema de bombeo

Fuente: Lehr, J. H., Keeley, J., & Lehr, J. (2005).

Existen varios tipos de emplazamiento en los que se puede instalar un sistema de bombeo

que determinan la selección de la bomba y el valor de Altura Neta Positiva de Succión

(NPHS por su sigla en inglés, Net Positive Suction Head), los siguientes pueden ser los

escenarios de dichos emplazamientos (Muz, C., & Amner, J. 2004):

1. Nivel del agua en la succión con presión atmosférica y ojo del impulsor en nivel

inferior.

2. Nivel del agua en la succión con presión atmosférica y ojo del impulsor en nivel

superior.

3. Nivel del agua en la succión con presión diferente a la atmosférica y ojo del impulsor

en nivel inferior.

4. Nivel del agua en la succión con presión diferente a la atmosférica y ojo del impulsor

en nivel superior.

5. Nivel de agua por encima de la bomba e inferior a la superficie del suelo. El recurso

está en contacto con la bomba y motor.

Los primeros 4 escenarios con almacenamiento sobre la superficie del suelo suelen cubrirse

con bombas centrifugas, regularmente horizontales de carcasa dividida. El quinto

Ojo del impulsor

Impulsor

Descarga Succión

Carcasa

espiral

Capítulo 1 45

emplazamiento se da en depósitos enterrados o subterráneos, en estos suele utilizarse

bombas de turbina vertical con eje extendido hacia abajo o bombas sumergibles.

Según el artículo 68 de la resolución 0330 de 2017, en una estación el bombeo el número

mínimo de bombas es de dos, cada una de las máquinas debe tener la capacidad de

trabajar con el caudal de diseño de la estación de bombeo. En caso de instalar más de dos

bombas, se distribuirá la capacidad equitativamente entre ellas guardando que una pueda

soportar por sí sola toda la capacidad diseño de la estación.

Una bomba en una estación de bombeo puede ser instalada para dos fines:

1. Bomba de refuerzo: Es instalada para mantener el suministro en labores de

mantenimiento, suministrar presión y caudal extra fijo cuando exista disminución del

rendimiento en el sistema principal a causa de altas demandas, y mantiene cierta

presión sin depender del flujo. Esta máquina adopta sólo la presión de succión

mínima y la envía cuando es requerida o programada (Ratnayaka, D. D., et al. 2009).

Figura 1-6. Estación de bomba de refuerzo

Fuente: Headquarters, Department of the Army, (1992).


Edificio

Superficie del suelo

Flujo de salida hacia la red

Bomba

centrífuga

Flujo desde la red o depósito

VISTA EN CORTE

VISTA EN PLANTA

Válvula de compuerta Válvula de

compuerta

Válvula de

cheque

Flujo desde la red o depósito

Bomba turbina sumergible horizontal bajo

tierra o bomba centrífuga en una bóveda


2. Bomba de gran elevación: Es utilizada para suministrar altas presiones al fluido

para enviarla a almacenamiento, ser distribuida directamente en la red o elevar la

presión en un punto de mayor altitud en la zona de consumo (Headquarters,

Department of the Army, 1992).

Figura 1-7. Almacenamiento subterráneo con estación de bombeo


Figura 1-8. Tanque de almacenamiento en superficie del suelo con estación de bombeo


Durante la operación de las bombas se pueden presentar casos donde se comprometa el

rendimiento de la máquina. Dicho rendimiento está condicionado por el caudal (Q) y la

cabeza de carga o presión (H) con la que trabajará la bomba. La relación de H con respecto

a Q, y la potencia requerida por la máquina definen su rendimiento. Es una práctica común

usar curvas características donde se encuentran dichos valores (Q vs H) para seleccionar

las bombas a instalar (Lehr, J. H., et al. 2005). Existen curvas de aumento normal, de caída

pronunciada y de subida pronunciada. Para el bombeo de una red de distribución se

recomiendan bombas con curvas de rendimiento de aumento normal o subida pronunciada.

Bomba turbina

vertical Edificio


Flujo desde la planta de

tratamiento

Flujo hacia la red

Tanque de

almacenamiento Bomba

centrífuga

Edificio


Capítulo 1 47

Ante cambios de presión estas bombas, que pueden ser instaladas en paralelo y operar

satisfactoriamente, tendrán un cambio de capacidad bajo. En instalaciones directas a

sistemas de presión donde puede existir alto riesgo de sobrecarga para el motor, las

bombas con curva de rendimiento normal o subida pronunciada poseen buena potencia al

freno que reduce el riesgo de sobrecarga (Headquarters, Department of the Army, 1992).

Existe un punto óptimo de funcionamiento de una bomba centrífuga en una red de

distribución, dicho punto está dado por la intersección de la altura de impulsión con la que

debe cumplir la bomba en la red y la curva característica de la maquina (Figura 1-9). La

altura de impulsión resulta en una curva característica de la red o curva característica

resistente de la red.

Figura 1-9. Curva característica resistente de la red

Fuente: Domínguez, U. S., 2013.

Figura 1-10. Punto de funcionamiento de bomba centrífuga en una red


Curva de una bomba


Tubería de descarga: Luego de la succión y el paso por la bomba, el agua es enviada

hacia la tubería de descarga conectada en su otro extremo a un tanque de almacenamiento,

reservorio o directamente a la red de distribución (Muz, C., & Amner, J. 2004). Puede existir

más de una bomba en una misma tubería. Luego de la salida de cada bomba, en esta

tubería se debe contar con una válvula de retención para hacer frente al retorno del flujo y

a una posible contrapresión en exceso en caso de falla eléctrica. La válvula antirretorno se

ubica después de la salida de la bomba y antes de una válvula mariposa o compuerta. Esta

última se instala para aislar el sistema en etapa de mantenimiento. Para el control de

presión, ya sea mantener la presión en un punto alto o disminuir la presión en un punto

bajo, la tubería de descarga también es dotada de válvulas de alivio de presión o válvulas

reductoras de presión, para cumplir las funciones descritas, respectivamente

(Headquarters, Department of the Army, 1992).

1.1.4.4 Medición de caudal

La medición de caudal en una red de distribución se realiza para regular un proceso,

verificar cumplimiento de la normativa y facturar el caudal consumido por los clientes. Por

ello se requieren sitios y equipos de medición distribuidos a lo largo de toda la red. En el

artículo 56 de la resolución 0330 de 2017, se enuncia la exigencia de sitios para la medición

de presión y caudal de uso permanente o intermitente, a la entrada y salida de las

conducciones. Deben estar separados máximo a 1.500 m en tuberías de más de 2.000m,

ubicarse antes y después de válvulas, y a la salida de derivaciones. Adicionalmente, los

diámetros de las tuberías de medición deben coincidir con los diámetros de los tramos de

la red.

En el artículo 73 de la resolución mencionada, se especifica que en poblaciones de más de

60.000 habitantes el sistema de medición debe de ser de telemetría y se plantean los

siguientes lugares como sitios donde se debe realizar la captura y almacenamiento de

datos:

1. En la entrada de las plantas de tratamiento, por cada una de las fuentes.

2. En la entrada y salida de sistemas de bombeo, superficial o pozo profundo.

3. En la salida de las plantas de tratamiento.

4. En la red de abastecimiento a la entrada a los sectores hidráulicos.

Capítulo 1 49

5. En la salida de los tanques de almacenamiento.

Un caudalímetro o medidor de flujo emite una señal análoga o digital a un controlador lógico

programable (PLC) que regula automáticamente el flujo en válvulas, bombas u otros

elementos. Cuando no se envía a un PLC se envía a una pantalla soló para su lectura o

para realizar la intervención manual según criterio del profesional (Ratnayaka, D. D., et al.

2009). Los medidores funcionan con principios como la conservación y continuidad de

masas, momentun, inercia y conservación de energía. Existen muchos tipos de

caudalímetros que utilizan diversos principios hidráulicos y físicos regidos por los principios

mencionados anteriormente, todos los dispositivos tienen distintos estándares de precisión

y fabricación. Los costos de instalación y operación difieren de un tipo a otro y brindan

distintos beneficios a la empresa prestadora del servicio (Lehr, J. H., et al. 2005). Dichos

tipos se agrupan en dos clases: Caudalímetros Volumétricos y Caudalímetros Inferenciales.

A continuación, se describirán los dispositivos más usados para medición del caudal:

Caudalímetro electromagnético: Es un medidor volumétrico que opera basado en la Ley

de Faraday. Este dispositivo crea un campo magnético perpendicular al flujo y cuenta con

dos electrodos que miden el voltaje producido por el paso del fluido a través del campo. La

cantidad de caudal es medido teniendo en cuenta que el voltaje inducido o fuerza

electromotriz es proporcional a la velocidad del flujo (Ratnayaka, D. D., et al. 2009).

Caudalímetro ultrasónico: Es un medidor volumétrico, también llamado medidor Doppler,

que utiliza ondas sonoras con frecuencia mayor a 20kHZ. Su funcionamiento se basa en

determinar los cambios en la frecuencia de la onda sonora emitida por el flujo aguas arribas

y la frecuencia de la onda emitida por el flujo aguas abajo de un punto (Lehr, J. H., et al.

2005). El tiempo de tránsito o tiempo de vuelo de estas ondas está en función de la

velocidad promedio del flujo y es este parámetro lo que determina la medición del caudal.

No son muy recomendados para aguas puras o tratadas porque su funcionamiento requiere

que exista cantidad considerable de partículas que reflejen las ondas de sonido (Ratnayaka,

D. D., et al. 2009).

Caudalímetro de hélice y turbina: Estos medidores tienen un elemento giratorio o rotor

con hélices que se mueve por el flujo del agua, el rotor está unido a un dispositivo que

registra el número de giros o revoluciones por minuto y partiendo de esa velocidad se halla

el valor de caudal requerido (Lehr, J. H., et al. 2005).


Los medidores inferenciales más comunes son caudalímetros de Venturi o caudalímetros

de Orificios, estos determinan la velocidad del flujo utilizando variables como área y

diferencias de presión. No es común encontrar un medidor de flujo inferencial en una red

de distribución debido a que su rendimiento puede verse afectado por accesorios aguas

arriba o aguas abajo del punto de medición (Ratnayaka, D. D., et al. 2009).

1.1.4.5 Válvulas en redes de distribución de agua potable

Las válvulas en una red de distribución son instaladas para cumplir funciones de

aislamiento, regulación ante variaciones asociadas al consumo y de control cuando se

requiere un reajuste frecuente para adaptarse al movimiento del flujo (Ratnayaka, D. D.,

Brandt, M. J., & Johnson, M. 2009).

A continuación, se realizará una breve descripción de las válvulas más utilizadas en las

redes de distribución de agua potable:

Válvulas de compuerta: Se utilizan para permitir o impedir el flujo a través de un conducto.

Su apertura o cierre, en caso de accionamiento manual, se realiza utilizando un vástago

fijo, saliente o ascendente, según se requiera. Son instaladas en líneas secundarias o

pequeñas conducciones para la reparación o mantenimiento de la red procurando que las

labores afecten al menor número de usuarios. Esto produce un gran número de válvulas de

compuerta instaladas a largo de la red para aislar sólo tramos o secciones objeto de dichas

obras. En estado de cierre la válvula soporta fuerzas mayores a las que se somete

regularmente, para esta situación se busca igualar las presiones con engranajes

helicoidales o rectos, o pequeñas válvulas de derivación como medida ante posibles

sobrepresiones y depresiones, así se reduce el potencial golpe de ariete. Pueden estar

enterradas o ser instaladas con caja de metal o plástico, procurando que la válvula se

encuentre en posición vertical (McGhee, T. J. 1999).

Las válvulas de compuerta pueden tener cierre de sello elástico o cierre metal-metal. Las

válvulas con sello elástico evitan que se presenten fugas al momento del cierre de la válvula,

suceso que no se puede prevenir en su totalidad en las válvulas tradicionales metal-metal

porque la compuerta de metal sobre su mecanismo de asiento no provoca un cierre

hermético ante la presión nominal del flujo. Los materiales más usados en los que se

Capítulo 1 51

encuentran estas válvulas son hierro dúctil, acero con recubrimiento epoxi o acero

inoxidable. Las siguientes son las partes de una válvula de compuerta de cierre con sello

elástico, según Romero, F. H. C. (2005):

• Vástago: El vástago es el accionador de la válvula, es la pieza que permite su cierre

o apertura según lo realizado con el dispositivo de maniobra asociado a su extremo

superior. Se caracteriza por tener movimiento rotacional. Está dotado de un cuello

como parte complementaria para aumentar la resistencia ante esfuerzos por una

inadecuada operación.

El acero inoxidable y el bronce al manganeso son los materiales más comunes en

la fabricación de vástagos para evitar corrosión.

▪ Caja de sello: El movimiento longitudinal del vástago es bloqueado por esta pieza

de la válvula, permitiendo sólo el movimiento rotacional. Se compone por dos

canales con anillos en forma de “O” que evitan fugas y protegen la válvula ante la

entrada de sólidos.

▪ Compuerta elástica: Es la pieza principal de la válvula, está compuesta por un

núcleo en hierro nodular. En las válvulas de sello elástico el núcleo se recubre por

un caucho con tendencia a la deformación que en contacto con el cuerpo de la

válvula permite el sello hermético de esta.

▪ Tapa o bonete: La tapa hace parte del aislamiento del interior de la válvula y no

posee cavidades que permiten la acumulación de sólidos, se fabrica sin tornillos de

estopa ni roscas expuestas al aire y, por consiguiente, a la oxidación. Lo anterior,

procurando una tapa compacta e irrompible.

▪ Empaque de cuerpo: Está compuesto por un anillo en forma de “O” ubicado entre

la tapa y el cuerpo de la válvula. La función de este sello es corregir los problemas

de acople de la tornillería de la tapa ante deformaciones del empaque que puedan

producir fugas y desestabilización del sistema.


Figura 1-11. Partes de válvula compuerta

Fuente: Catálogo válvulas Simex.

Recuperado de: http://www.simexco.com.mx/productos/valvulas.pdf

Según el artículo 64 de la resolución 0330 de 2017, las válvulas de compuerta sólo se deben

utilizar en tuberías con diámetros inferiores a 350 mm, en diámetro de igual o mayor valor

se deben instalar válvulas de mariposa. Las válvulas de aislamiento, corte o cierre deben

encontrarse en interconexiones de sectores hidráulicos, en el caso de presentarse la

interconexión de tres tramos se instalará una de las válvulas mencionadas en cada ducto.

Adicionalmente enuncia que las válvulas deben contar con pozo de succión y drenaje para

permitir labores de mantenimiento y evitar zonas muertas.

Válvulas mariposa: Las válvulas mariposa, al igual que las válvulas compuerta, también

impiden o permiten el paso del flujo con mecanismo de apertura-cierre, son más compactas,

más económicas y su operación es mucho más sencilla que una válvula de compuerta en

flujos con presiones variantes y sin material sólido, por ello son comúnmente utilizadas en

redes de distribución de agua potable. Poseen un disco asociado a un eje que permite el

paso del agua, sólo son útiles para fluidos sin materiales sólidos porque estos pueden

obstruir el disco y restringir el cierre total de la válvula. Pueden ser de asiento elástico

(natural o sintético) o asiento metálico (Ratnayaka, D. D., et al. 2009).

COMPONENTES:

1. Empaque estopero

2. Puente

3. Vástago

4. Empaque cuerpo - bonete

5. Cuerpo

6. Tuerca de elevación

7. Asientos de cuerpo

8. Asientos de compuerta

9. Volante

10. Conjunto prensa estopero

11. Bonete

12. Tornillería

13. Compuerta

Capítulo 1 53

Figura 1-12. Esquema y partes de válvula mariposa

Fuente: Guerrero Murcia, S. (2009).

Válvulas tipo cheque: También llamadas válvulas de retención, válvulas antirretornos,

válvulas uniflujo o válvulas check. Su función es impedir el retorno del flujo cuando el

bombeo sea suspendido. Por ejemplo, en la línea de succión de una bomba, la válvula de

retención garantiza el cebado de la bomba y evita el drenaje de la línea de succión. Su

instalación en la línea de descarga reduce el golpe de ariete en la bomba (McGhee, T. J.

1999).

El mecanismo de retención del flujo puede variar según el fluido a retener y otras

condiciones de operación, según este mecanismo pueden ser clasificadas de distintas

maneras. Por ejemplo, existen válvulas de retención de disco oscilante (como las válvulas

de clapeta), disco basculante y de obturador ascendente (como válvulas con pistón)

también pueden encontrarse de paso angular o paso recto (CRANE, C., 1989).

Figura 1-13. Esquema y partes de válvula de retención con clapeta y obturador

ascendente

Fuente: Román López, D. E. (2014) Fuente: CRANE, C. (1989)

Accionamiento

manual directo

Manubrio

Tapa

Caja oscilante

Limitador de cierre

Tuerca de maniobra

Vástago roscado

Caja

Eje de maniobra

Rotula

Manivela

Eje de la mariposa

Posición alta: válvula cerrada

Posición baja: válvula abierta

Tapa

Pasador

Disco

Cuerpo

Clapeta

Tapa

Tuerca de la tapa

Disco

Asiento del cuerpo

Cuerpo

Figura 1-14. a) Válvula de retención convencional, de obturador oscilante. b) Válvula de

retención de paso total con obturador oscilante y c) válvula de retención de paso recto, con

obturador ascendente.

a) b) c)

Fuente: CRANE, C. (1989)

Figura 1-15. a) Válvula de retención de paso recto y de paso angular

Fuente: CRANE, C. (1989).

Válvulas ventosas: Las válvulas ventosas hacen parte de los mecanismos de control de

presión y flujo de aire en la tubería. Las válvulas ventosas permiten la salida del aire en

puntos altos cuando las líneas son drenadas, en la construcción de la red impiden las

presiones negativas en la tubería. Son de operación automática: se abren cuando hay aire

acumulado y se cierran con la tubería llena. La instalación se puede dar en el punto más

elevado de líneas que asciendan y al inicio o final de un descenso. Se ubicarán en líneas

horizontales extensas y en cambios de dirección de una línea descendente o ascendente

(McGhee, T. J. 1999). Según el artículo 66 de la resolución 0330, las ventosas también

estarán en grandes cambios de pendiente de positiva a negativa, a cada 300 m en

secciones con pendiente constante y menor a 3%. El diámetro de las válvulas ventosas

debe ser mínimo de 25 mm y estar acorde con las condiciones técnicas de la red de

distribución.

Capítulo 1 55

Las válvulas ventosas acompañan a válvulas de purga o desagüe debido a la posible

entrada de aire a la tubería durante el drenaje de las líneas. En el artículo 67 de la resolución

0330 de 2017, se exige la instalación de válvulas de purga en los puntos bajos de la red

para facilitar el lavado y el drenaje de los ductos. La acción de lavado requiere de ductos

de desagüe cuyos diámetros deben ser 1/3 o 1/4 de la tubería principal, los diámetros de

las válvulas de purga para tubería de diámetro mayor a 100 mm deben ser mínimo de

100mm.

Figura 1-16. Esquema y partes de válvula ventosa.

1. Cuerpo

2. Flotador

3. Sello

4. Tobera

5. Tuerca

Fuente: Romero, F. H. C. (2005).

Según Romero, F. H. C. (2005) los siguientes momentos componen el funcionamiento de

una válvula ventosa:

1. El aire es expulsado al ambiente durante el llenado de la tubería. A la salida del aire

ingresa el agua y el flotador obstruye el orificio.

2. La entrada de aire se evita cerrando el orificio con el flotador utilizando la presión del

agua.

3. Cuando la línea está siendo desocupada, el aire se distribuye en el espacio dentro de

la cámara de la válvula y reemplaza el agua.

Las presiones por debajo de la atmosférica o presiones de vacío también deben ser

reguladas, para ello se utilizan válvulas de vacío o alivio que deben ser ubicadas en

puntos altos de circuitos arteriales a intervalos no mayores de 1.5 km. En las pequeñas

conducciones o conducciones secundarias se deben instalar estas válvulas para que un

daño pueda ser atendido sin afectar gran parte de la red (McGhee, T. J. 1999).

56 Guía de aprovechamiento hidroeléctrico de la energía disipada en válvulas reguladoras

de presión en la red de distribución de agua potable en Montería, Córdoba

Figura 1-17. Partes de válvula de alivio

Fuente: Guerrero Murcia, S. (2009).

Válvulas Reductoras de Presión [VRP]: La función de las Válvulas Reductoras de Presión

[VRP] es limitar o reducir la presión en una rama del circuito para mantener la presión de

servicio requerida para el consumo, con ellas resulta un circuito con mayor presión aguas

arriba de la válvula, también llamado línea de alta presión, y otro con menor presión aguas

abajo de esta, llamado línea de baja presión (Mataix, C. 1982). En redes de agua potable,

las válvulas generan una disminución localizada de la presión, provocando que esta se

encuentre por debajo de la línea piezométrica proveniente del depósito y permiten una

presión continua independiente del caudal de entrada y las variaciones en el consumo

aguas abajo, es decir, estos elementos producen una pérdida de carga, altura o presión en

el sistema de distribución. Adicionalmente, contribuyen a la operación con presiones

reducidas transitorias y continuas en los componentes de la red de distribución aguas abajo,

de esta manera, las VRP disminuyen la tensión en tuberías y accesorios evitando rupturas

y garantizando mayor vida útil de los elementos (Ratnayaka, D. D., et al. 2009).

La demanda de caudal en la zona de consumo provoca variaciones en las presiones de la

red, por ello, se deben programar los valores de presiones que deben existir para garantizar

el servicio. Estas válvulas permiten la programación, ya sea por un tornillo regulador o por

una válvula piloto, de la presión de salida y mantienen la presión de servicio según lo

requerido por los consumidores (Romero, F. H. C. 2005).

Capítulo 1 57

Figura 1-18. Partes de piloto regulador en válvula reductora de presión


Las VRP pueden tener configuración de cámara única o cámara doble, operar con pistón o

con diafragma. Según la configuración de su estructura existen los siguientes tipos:

▪ Válvulas Reductoras de Presión de cámara única

En las VRP de cámara única el flujo proveniente de la línea de alta presión entra a la válvula

y fluye alrededor y por debajo de la parte inferior de un émbolo, pistón o diafragma, dicho

émbolo se encuentra en contacto con el fluido y es desplazado hacia arriba o hacia abajo

para permitir el flujo o estrangularlo. Ante la alta presión de la línea de entrada el flujo

desplaza el embolo hacia arriba ejerciendo presión en A y hacia abajo ejerciendo presión

en B (ver figura 1-18. b). Esta válvula posee dos resortes que están limitados por un tornillo

de ajuste graduado con el valor de presión que se desea para la línea aguas abajo. Cuando

existe alta presión el movimiento del émbolo es recibido por el resorte de mayor tamaño el

cual es graduado para ceder u oponerse al émbolo según el valor de presión requerido

(Mataix, C. 1982).

2. Llave de ajuste

3.Tornillo regulador

4. Tuerca de fijación del tornillo

5. Cámara del resorte

6. Guía superior del resorte

7. Resorte

8. Guía inferior del resorte

9. Arandela del diafragma

10. Diafragma

11. Tornillos

12.Tuerca de fijación del

diafragma

13. Tuerca de fijación de la empaquetadura

14. Empaquetadura

15. Manguito

16. Empaquetadura del asiento

17. Cuerpo de la válvula

18. Disco de cierre

19. Tuerca de fijación del disco

20. Contratuerca de fijación

21. Casquillo

22. Vástago



Figura 1-19. Partes de válvula reguladora de presión de cámara única

a) b)

Fuente: Romero, F. H. C. (2005). Fuente: Mataix, C. (1982).

▪ Válvula Reductora de presión de doble cámara

En el caso de una válvula de doble cámara, el caudal que realiza el empuje al diafragma o

pistón para ser desplazado y estrangular el flujo no corresponde al caudal directo de entrada

y salida. La VRP responde a la variación de presiones con ayuda de una válvula piloto que

posee sus sensores conectados a línea de alta presión y a la de baja presión (Romero, F.

H. C. 2005). El piloto se programa para mantener un valor máximo y mínimo de presión en

la línea de aguas abajo; esto lo logra dirigiendo cierto caudal hacia la cámara superior,

llamada cámara de control. Cuando el piloto registra que las presiones aguas arriba han

aumentado y podrían ocasionar valores por encima del máximo requerido permite la

entrada de agua a la cámara de control, allí un volumen es acumulado para que el diafragma

o pistón ceda hacia abajo y estrangule el flujo en la segunda cámara. Cuando no ocurre

1. Tornillo ajustador

2. Tuerca

3. Caja del resorte

4. Guía del resorte

5. Resorte

6. Tuerca de fijación


8. Tornillo

9. Diafragma

10. Barra

11. Asiento

12. Retenedor

13. Cuerpo

14. Resorte auxiliar

15. Empaquetadura

16. Tapa

Tornillo

de ajuste

Émbolo

Baja presión

Alta presión

A

C B

Capítulo 1 59

acumulación de líquido en la cámara de control el diafragma o pistón se mantiene elevado

hasta la longitud de un resorte sin elongación. (Bermad Global & Subsidiaries, 2016).

Figura 1-20. Partes de una válvula reguladora de presión de doble cámara


Según el artículo 65 de la resolución 0330, en el caso de implementación de VRP en redes

de distribución, el diámetro de estas debe ser determinado teniendo en cuenta el caudal

máximo horario debido a los picos y variaciones horarias en el consumo. Para el

mantenimiento, monte y desmonte de la VRP se instalan válvulas de aislamiento en tubería

de entrada y en la tubería de salida, adicionalmente, la VRP debe estar acompañada de

otra VRP de respaldo y un by pass para garantizar el suministro del servicio en operaciones

de mantenimiento o cambio de válvula.

Hidrantes de incendios: La red de distribución debe estar en la capacidad suministrar

agua en caso de incendios, para ello se disponen hidrantes que también hacen parte de los

elementos fundamentales de la red. Los hidrantes están compuestos principalmente por un

cilindro de hierro fundido provisto de una campana en la parte alta y una brida inferior

(McGhee, T. J. 1999).

En la resolución 0330 de 2017 se especifican los criterios con los que debe cumplir un

hidrante de incendio. Para zonas residenciales densamente pobladas o zonas con edificios

multi-familiares se dan las siguientes determinaciones:

1. Cubierta

2. Cojinete de la cubierta

3. Resorte (muelle)

4. Tuerca vástago


6. Espiga

7. Tuerca de la espiga

8. Diafragma

9. Cuerpo

10. Retenedor para anillo elástico

11. Anillo elástico

12. Asiento

13. Sello de asiento

14. Arandela del anillo elástico

15. Vástago

16. Espaciador

17. Anillo del vástago

18. Pieza de repuesto recomendadas

Tapón de

drenaje

Tapón de salida

Diafragma

y vástago

→

Flujo

6” (150 mm y mayores diámetros)



Tabla 1-4. Número de hidrantes en zonas con edificios multifamiliares

Población

(Hab. por zona)

Caudal mínimo en

tubería conectada

al hidrante

(L/s)

Caudal mínimo

de descarga

(L/s)

Mínimo

número de

hidrantes

<12.500 5 5 1

Entre 12.500 y 60.000 10 10 3

>60.000 10 10 3

Para incendios en zonas residenciales unifamiliares con poblaciones entre 12.500 y 60.000

habitantes debe ser instalado mínimo un hidrante y para poblaciones mayores de 60.000

debe existir mínimo dos (2) hidrantes disponibles para uso simultáneo. En zonas

residenciales la distancia entre hidrantes debe ser de máximo 300 m, la distancia en otras

zonas será determinada por la entidad prestadora de servicio público o el cuerpo de

bombero local. Para tubería de hasta 150 mm de diámetro y en zonas residenciales con

densidades menores a 200 Hab/Ha los hidrantes deben tener 75 mm de diámetro y en

zonas comerciales e industriales deben tener 100 mm de diámetro. Para tubería con

diámetros mayores o iguales de 150 mm los hidrantes deben tener 150 mm de diámetro

(Resolución N° 0330, 2017).

Figura 1-21. Partes de un hidrante de incendios

Fuente: Brière, F. G., & Pizarro, H. (2005).

Perno para

desajustar

Válvula: se

cierra con la

presión del

agua

Salida del dren

Unión de ruptura: En caso

de impacto el hidrante se

rompe a nivel del suelo

Dren Sitio de la válvula

Capítulo 1 61

1.2 MÁQUINAS HIDRÁULICAS

Las máquinas hidráulicas se pueden clasificar en turbomáquinas o máquinas de

desplazamiento positivo. Son llamadas turbomáquinas hidráulicas aquellas donde el fluido

con el que operan no sufre alteraciones perceptibles relacionadas a su compresibilidad

cuando pasa por medio de la máquina, este es el caso de máquinas que trabajan con el

agua como fluido. La importancia de la magnitud y dirección del flujo constituyen la

diferencia principal entre las turbomáquinas y las máquinas de desplazamiento positivo,

adicionalmente, en las primeras no se presenta intermitencia en el flujo de salida. La

magnitud y la dirección del intercambio de energía en una turbomáquina permite

clasificarlas en dos grupos: Las generadoras de energía mecánica y las consumidoras o

motoras; las cuales corresponden a turbinas y bombas hidráulicas, respectivamente (Pérez,

I. M. A. G. 2011).

Este apartado se centrará en las turbinas hidráulicas y la bomba más común que permite

un funcionamiento reversible para trabajar como turbina.

1.2.1 Turbinas hidráulicas

Una turbina hidráulica es una turbomáquina que absorbe la energía disponible del fluido

que la atraviesa para ser cedida y producir un trabajo, transforma la energía hidráulica

absorbida en energía mecánica utilizando un rodete asociado a un eje que envía la energía

a un generador para la producción de electricidad (Mataix, C. 1982). Los parámetros de

diseño de las turbinas son la altura neta de trabajo, la potencia y la velocidad angular. Según

el tipo de energía que entra a la máquina y las transformaciones que puedan presentarse

las turbinas hidráulicas se clasifican como turbinas de acción y turbinas de reacción (Bansal,

RK 2005).

1.2.1.1 Turbinas de acción

Una turbina de acción es aquella máquina hidráulica generadora de energía mecánica

donde sólo se intercambia energía cinética (Bansal, RK 2005). Las turbinas de impulsión

cuentan regularmente con uno o dos chorros de alta velocidad. Cada chorro proviene de un

inyector, también llamado boquilla o distribuidor, que imprime velocidad cada segundo y

lleva la masa de agua hacia una rueda a presión atmosférica asociada a la turbina, conocida



como rotor o rodete. La presión del fluido (asociada a la energía de presión) y la velocidad

relativa (asociada a la energía cinética) dependen de la fricción y la gravedad; si estos

últimos parámetros mencionados no son tenidos en cuenta la velocidad y la presión no

variarán previamente y tampoco a través del paso por el rodete, por consiguiente, la

transferencia de energía cinética se verá afectada (Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, &

Alimuddin, Z. 2008).

A continuación, se mencionan las turbinas de acción más comunes:

Turbina Pelton

Es una turbina de acción de flujo tangencial instalada regularmente en grandes caídas

(Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, & Alimuddin, Z. 2008). Las turbinas Pelton utilizan un

chorro de alta velocidad provocando energía cinética, este golpea sucesivamente los álabes

presentes en el rodete y ocasiona al agua impulsada un giro de 180° aproximadamente

dentro del rotor (Bansal, RK 2005). Según el número específico de revoluciones se pueden

clasificar en turbinas lentas y turbinas rápidas, las primeras operan con caudales pequeños

y saltos grandes, las segundas operan con caudales grandes y saltos pequeños (Pérez, I.

M. A. G. 2011).

Aunque existan variaciones en la carga, la distribución o inyección del flujo debe provocar

en el rodete una velocidad de giro constante que cause a su vez producción de energía

eléctrica a una frecuencia fija como lo exige el generador. En caso de variación de la carga

la turbina posee un tacómetro que actúa sobre un regulador desplazando la aguja hasta

conseguir la posición para obtener el caudal necesario para la nueva carga. (Domínguez,

U. S., 2013.)

Las partes básicas de una turbina Pelton se describen a continuación:

Capítulo 1 63

Figura 1-22. Partes de una turbina Pelton


▪ Inyector: Su función es guiar el fluido hasta el rotor y regular el caudal. A lo largo

del inyector se da el primer momento del cambio de energía de presión a energía

cinética. Esta pieza está compuesta por una tobera o boquilla y un elemento en

forma de lanza con una aguja cónica. Cuando la aguja es empujada hacia la boquilla

se reduce el paso de caudal hacia el rotor y cuando la aguja se aleja de la boquilla

la cantidad de agua hacia el rotor aumenta (Bansal, RK 2005). La aguja se mueve

axialmente con respecto a la boquilla y envía tangencialmente el fluido hacia el rotor.

En algunos casos la turbina cuenta con más de un inyector para aumentar la

potencia de la máquina, pero el aumento de inyectores puede reducir su rendimiento

dado que un chorro podría interrumpir el flujo de otro inyector. (Marchegiani, A. R.

2004).

Figura 1-23. Inyector de una turbina Pelton.


▪ Pantalla deflectora: La pantalla deflectora fue diseñada para asistir el cierre del

distribuidor del fluido en la turbina. Su función es desviar el chorro que proviene del

inyector y es recibido por los álabes o cucharas del rotor, dando a la turbina entre

Cilindro del

servomotor

Pistón

Manguito

de guiado

Varilla

Deflector

Punzón

Varilla de mando

del deflector



30 y 40 segundos para cerrar lentamente el inyector, y así evitar un cierre brusco

que pueda provocar golpe de ariete en la tubería forzada. Puede disminuir y desviar

el diámetro del chorro o sólo disminuirlo según la disposición de su arista activa. La

ubicación y funcionamiento de la pantalla deflectora aumenta la distancia entre el

rotor y el inyector disminuyendo la eficiencia de la turbina (Domínguez, U. S., 2013).

Figura 1-24. Pantalla deflectora desviando chorro proveniente del inyector


▪ Rotor: Es el elemento más importante de la turbina, donde se aproxima

tangencialmente el fluido proveniente del inyector provocando un movimiento

rotacional que cede energía mecánica a un eje (Domínguez, U. S., 2013). Esta es

una pieza con forma de rueda a cuyo borde están anclados álabes, también

llamados cucharas, que conservan la misma distancia entre sí y reciben la masa de

agua proveniente del inyector. Las cucharas tienen forma semiesférica y cuentan

con una pared que las divide en dos partes iguales, dando forma a un par de

cavidades similares a dos semicopas. El chorro de entrada al chocar con la pared

mencionada se distribuye en dos partes iguales, es dirigido hacia la periferia de la

cuchara y desviado entre 160 o 170° (Bansal, RK 2005).

Capítulo 1 65

Figura 1-25. Rotor de turbina Pelton

Fuente: Bansal, RK (2005).

Las cucharas poseen una hendidura en su parte superior de tamaño igual o cercano

al 110% del diámetro del chorro, esta hendidura permite que la fuerza y el

movimiento del rotor se den sólo cuando el choro y el centro de la cuchara estén

sincronizados; cuando lo anterior no sucede el chorro se abre paso por la hendidura

hacia la siguiente cuchara (Domínguez, U. S., 2013).

Figura 1-26. Cucharas de turbina Pelton


Turbina de Flujo Cruzado

Las turbinas de Flujo Cruzado, también llamadas turbinas de flujo transversal, son

máquinas utilizadas en pequeños aprovechamientos hidroeléctricos donde el fluido

atraviesa la máquina de manera perpendicular a la longitud del rotor. La primera de este

tipo de turbinas fue patentada en 1903 por Anthony Michell y Donát Banki, treinta años

Hendidura superior



después fueron realizadas modificaciones por la compañía Ossberger para aumentar su

eficiencia y, por ello, esta patentó otro modelo con el nombre de la compañía (Quintero, L.

M. A. 2015). En este tipo de turbinas el diámetro no depende del caudal, razón por la cual,

en el diseño, el diámetro se determina antes como una variable independiente; para las

turbinas Ossberger se dan diámetros entre 300 y 600mm (Carravetta, A., Derakhshan

Houreh, S., & Ramos, H. M. 2018) y en turbinas Michell-Banki suelen estar entre 200 y

500mm, los siguientes son criterios a tener en cuenta para seleccionar el diámetro de

valores estándar en el último tipo de turbinas mencionadas (Domínguez, U. S., 2013):

- El rendimiento hidráulico se reduce con la reducción del diámetro del rodete

- La velocidad de embalamiento es menor en rodetes más grandes

- Se deben evitar cambios bruscos entre sección de la tubería y el inyector porque

pueden provocar fuertes perturbaciones en la vena fluida.

Las turbinas Banki son de fácil fabricación, suelen utilizarse en aprovechamientos desde

2.5 a 200m, están diseñadas para trabajar en un rango de velocidades de giro amplio con

caudales pequeños y se adaptan fácilmente a las fluctuaciones de caudal (Domínguez, U.

S., 2013). Según Mataix (1982), las turbinas Ossberger generaban hasta 700kW, operaban

con caudales de 20 a 700 L/s, con saltos hasta de 200m y con velocidades desde 50 hasta

200rpm. En 2018 (Carravetta, A. et. al.) se habla de alturas de trabajo neta de 2 a 400m y

caudales de 20 a 2000 L/s, caracterizándose por poseer curva de eficiencia plana que

abarca distintas variaciones de caudales.

Las siguiente son las partes más importantes de una turbina de flujo cruzado:

▪ Inyector: El inyector o distribuidor está diseñado para guiar el flujo de manera

transversal a lo largo de toda la sección longitudinal del rotor, está asociado a una

tobera con una sección rectangular. Las dos caras laterales de la sección

rectangular son rectas y están ubicadas para que el espacio entre ellas cubra la

longitud del rotor de un extremo a otro. La cara superior posee una curvatura donde

la velocidad absoluta es tangente en cada punto, también posee un ángulo óptimo

de distribución en cada punto de la curvatura superior desde una cara lateral a la

otra. Por último, el inyector está constituido por una cara inferior recta de ángulo

menor a 5° (Domínguez, U. S., 2013).

Capítulo 1 67

Esta pieza trabaja según la variación de potencia requerida por el generador. En

algunos casos posee como órgano de regulación álabes o palas directrices que se

encuentran en la sección de entrada de la tobera o en la carcasa de la turbina. Son

un medio de regulación del caudal que divide y guía el flujo hacia el rodete sin

depender de la abertura de entrada y evitando provocar un golpe abrupto (Quintero,

L. M. A. 2015). En caso de existir un órgano regulador, este permite enviar

fracciones de caudal hacia pequeñas partes del rotor para aumentar la eficiencia

(Carravetta, A., Derakhshan Houreh, S., & Ramos, H. M. 2018).

Figura 1-27. Sección rectangular tobera de turbina Michel-Banki


▪ Rotor: El rotor de una turbina de flujo cruzado se caracteriza por ser una estructura

cilíndrica que se encuentra dispuesta sobre un eje horizontal conectado al

generador eléctrico (Figura 1-29 numeral 3). Posee álabes curvados ubicados de

manera equidistante. Los álabes se extienden alrededor de la circunferencia del

cilindro y de extremo a extremo longitudinalmente (Pinto Espinoza, H. J. 1991). La

cantidad recomendada de álabes es de 10 a 34 (Carravetta, A., Derakhshan Houreh,

S., & Ramos, H. M. 2018), se han realizado investigaciones donde se utilizaron entre

24 y 30 álabes y el mejor rendimiento (80.6%) se obtuvo con un total de 26 álabes

(Domínguez, U. S., 2013).

El flujo en el rodete es recibido por una fracción del total de los álabes que, en una

primera etapa, transportan el agua del exterior hacia el interior del rodete

intercambiando entre el 70 y 75% de la energía total disponible; en una segunda

etapa, se da el transporte del agua desde el interior hacia el exterior dándose el

intercambio de la energía restante del total disponible. Debido a esta dinámica



donde el flujo cruza por el rotor dos veces se le atribuye el nombre de Turbinas de

Flujo Cruzado (Pinto Espinoza, H. J. 1991).

▪ Tubo de aspiración: En este elemento (Figura 1-29, numeral 7) se realiza la

descarga del flujo posterior al doble cruce de este por el rodete y se da a presión

atmosférica (Pinto Espinoza, H. J. 1991). En los casos donde la eficiencia aumenta

por la utilización de un regulador de caudal la descarga varía según dicha regulación

del flujo de entrada (Raabe, J. 1985).

Figura 1-28. Partes de turbina Michel-Banki

Fuente: Martínez González, M. (2015).

Turbina Turgo

La turbina Turgo es el resultado de modificaciones a la turbina Pelton. Trabaja con

pequeñas alturas netas y grandes caudales (Carravetta, A., Derakhshan Houreh, S., &

Ramos, H. M. 2018). La principal diferencia entre la turbina Turgo y la Pelton radica en la

forma de los álabes, en la Turgo el flujo de entrada impacta en más de una cuchara

Capítulo 1 69

simultáneamente. En turbinas con igual diámetro de rodete, la potencia en el eje de las

Turgo se aproxima al doble de una turbina Pelton debido a que el caudal de diseño que

admite la turbina Turgo es aproximadamente el doble que admite una turbina Pelton. El

rendimiento de las turbinas Turgo suele ser más bajo, pero se adapta mejor a variaciones

del caudal (Vavra, H., & Maria, K. S. 2011).

Figura 1-29. Rodete de turbina Turgo

Fuente: Vavra, H., & Maria, K. S. (2011).

El primer momento de conversión de energía potencial del flujo a energía cinética se da en

el inyector, esta pieza impulsa el chorro hacia el rodete con un ángulo regularmente de 20°,

la dirección del chorro es invertida por los álabes y la masa de agua en varios álabes causa

el movimiento del rotor. El agua sale con muy poca energía del rodete, lo que indica un

rendimiento del rotor superior al 90%. Al ser una modificación de las Pelton también puede

tener uno o más inyectores, más de uno otorga un incremento a la velocidad específica

igual a la raíz cuadrada del número de chorros (Domínguez, U. S., 2013).

1.2.1.2 Turbinas de reacción

Las turbinas de reacción se caracterizan por trabajar con fluido bajo presión, en estas

máquinas el intercambio de energía se da a partir de la energía de presión del fluido, por

ello la presión a la salida del rodete es menor que a la entrada, lo que indica una altura de

presión requerida distinta a cero y grado de reacción de cero a uno (Pérez, I. M. A. G. 2011).

Se caracterizan por tener una carcasa hermética que aísla el rodete, donde el agua se

distribuye dejando el rotor completamente sumergido y la carcasa con toda su superficie

interna cubierta por el fluido de trabajo (Bansal, RK 2005). Las turbinas de reacción suelen

trabajar con grandes caudales y pequeña altura neta. Se pueden clasificar en turbinas de



flujo radial, turbinas de flujo axial y de flujo mixto (Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, &

Alimuddin, Z. 2008).

Turbina Francis

Las turbinas Francis son las turbinas de reacción más usadas en grandes hidroeléctricas,

se caracterizan por no adaptarse fácilmente a variaciones en el caudal y la altura (Davis, S.

2003). El primer prototipo de este tipo de turbinas poseía descarga radial, modificaciones

realizadas posteriormente permiten clasificarlas como turbinas de flujo mixto, con flujo radial

en la entrada y flujo axial a la salida, pueden ser de disposición vertical u horizontal (Bansal,

RK 2005).

Partes relevantes en el funcionamiento de turbina Francis:

▪ Cámara espiral: Esta pieza guía el flujo hacia el rotor que va desde la periferia hacia

los álabes, su diámetro disminuye para mantener una velocidad uniforme en los

álabes fijos o corona directriz (Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, & Alimuddin, Z.

2008). La espiral inicia con el diámetro de la tubería forzada, luego, a medida que

se extiende rodea el distribuidor y sus paredes se van curvando dando menor área.

Entre más se acerca al distribuidor su diámetro va disminuyendo al igual que el

caudal y se crea presión en su periferia. Se diseña cuidando que la velocidad no

sea muy elevada en la cámara para evitar pérdidas de gran magnitud, dicha

velocidad suele estar en 2 y 6 m/s. Dada la dinámica mencionada, respecto al eje

se crea un movimiento centrípeto del fluido debido al direccionamiento desde la

periferia hacia el rotor (Domínguez, U. S., 2013). “Según las dimensiones de la

turbina se construye de acero colado, fundición, chapa roblonada o soldada u

hormigón armado (solo o blindado con chapa para evitar fugas)” (Mataix, C. 1982).

Capítulo 1 71

Figura 1-30. Cámara espiral de turbina Francis


▪ Distribuidor: El distribuidor se encuentra rodeado por la cámara espiral y está

compuesto, regularmente, por dos discos: el primero con álabes fijos

(antedistribuidor) y otro en su interior con álabes móviles cuya función es guiar y

regular el caudal admitido. Los álabes móviles permiten graduar el flujo cuando la

turbina deba trabajar con carga parcial. (Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, &

Alimuddin, Z. 2008). El disco de álabes móviles puede ser manejado por bielas de

mando automáticamente o de forma manual en el caso de turbinas pequeñas, las

bielas de mando provocan un giro en un anillo de maniobra al que se encuentran

asociadas las bieletas o álabes móviles y de esta manera se configura su posición

aumentando o disminuyendo el tamaño de la apertura para el paso del agua.

Muchas turbinas no cuentan con distribuidor porque no requieren regulación del flujo

y no todas poseen disco con álabes fijos (Mataix, C. 1982).

Figura 1-31. a) Disco de álabes móviles de turbina Francis b) Mecanismo de movimiento

de los álabes. a)



b)


▪ Rotor: Esta pieza se caracteriza por crear un movimiento centrípeto dentro de la

turbina y permitir la transformación de energía. Para adaptarse a distintas

condiciones de operación, como potencia útil, número de revoluciones y altura neta,

el rodete cambia de forma y dimensiones. Estos cambios y condiciones permiten

clasificar los rodetes y las turbinas Francis en tres tipos según el número específico

de revoluciones (ns): Turbina Francis lentas (rotor lento), turbina Francis normal

(rotor normal) y turbina Francis rápidas (rotor rápido) (Mataix, C. 1982). El rango de

velocidad específica que abarca es amplio, conforme aumenta el ns la forma del

rodete cambia (Pérez, I. M. A. G. 2011).

Figura 1-32. Rodete lento, rodete normal y rodete rápido.


Las características de los rodetes de las turbinas Francis, según Domínguez, U. S. (2013)

se encuentran en la siguiente tabla:

Capítulo 1 73

Tabla 1-5. Características de rodetes de turbinas Francis

Tipo de

rodete

Rango de número

específico de

revoluciones (rpm)

CARACTERÍSTICAS

Lento 50 – 100

- Se instalan en grandes saltos y bajo caudal.

- Posee entrada pequeña con flujo semi radial.

- Posee rotor con mayor diámetro que el tubo de

aspiración

Normal 125 – 200

- Condiciones de salto y caudal que no cubren

Francis Lentas y Francis Rápidas, donde un

parámetro no es extremadamente más elevado

que el otro.

- Diámetro del tubo de aspiración es ligeramente

menor.

- Entrada del agua es radial y la salida es axial

Rápido 225 – 500

- Se instala en pequeños saltos con grandes

caudales.

- Diámetro del tubo de aspiración es mayor que el

diámetro del rotor.

- Entrada semi axial, flujo en el rodete se hace

cada vez más axial y menos radial.

▪ Tubo de aspiración: Este elemento recibe el flujo de salida del rotor luego de ser

guiado por un codo de 90°, el tubo puede encontrarse de distintas formas, por

ejemplo, ser cilíndrico o troncónico. En este elemento se crea una depresión o

aspiración y aumenta el salto de presión, esta aspiración permite aumentar en el

fluido una fracción de altura de caída o energía cinética perdida durante la

transferencia en el rotor. En turbinas rápidas suelen ser instalados para recuperar

la energía cinética, en estos casos el área del tubo debe aumentar en el sentido de

la dirección del flujo y por ello, se utilizan tubos troncónicos. En turbinas Francis

lentas, se utilizan para aumentar la energía geodésica, en estos casos se instala el

tubo con cierta elevación para evitar afectaciones por inundación. Dado que no se

necesita crear un efecto difusor, se instalan tubos cilíndricos (Mataix, C. 1982).



Figura 1-33. Tubo difusor turbina Francis


Turbina Hélice

Las turbinas hélice son turbinas de flujo axial, adecuadas para operar en pequeños saltos

en un rango de 5 a 80 m y grandes caudales. Posee voluta, distribuidor y tubo de aspiración

similar a las turbinas Francis. Difieren de las turbinas Francis en el rotor, en este caso el

rotor es similar a la hélice de un barco y el número de álabes es menor, regularmente de 4

a 6 álabes. Estos elementos del rotor son fijos y largos para captar grandes caudales

(Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, & Alimuddin, Z. 2008).

Figura 1-34. Partes de turbina Hélice


Entrehierro

Cámara espiral

Álabe

Tubo difusor

Cubo Directriz regulable

Antedirectriz fija

Eje

de

la

ru

eda

Rueda

Capítulo 1 75

Turbina Kaplan

Las turbinas Kaplan operan a grandes caudales y pequeños saltos con ingreso de flujo

axial. Su configuración es similar a una turbina Hélice con la principal diferencia que en

lugar de álabes fijos al rotor tiene álabes orientables, haciendo posible que se adapte muy

bien a variadas cargas. La configuración permite orientar los álabes hasta que la dirección

del flujo desde el distribuidor coincida con ellos y produzcan el mayor trabajo en el rotor. En

cargas intermedias presenta mayor rendimiento que las turbinas Francis y Hélice, con

valores parecidos a rendimientos de las turbinas Pelton. Aunque no es común, también se

adaptan bien a grandes saltos, siempre y cuando se tenga en cuenta que el número de

álabes debe aumentar a mayor altura de salto, de lo contrario el riesgo de cavitación es alto

(Domínguez, U. S. 2013).

Figura 1-35. Turbina Kaplan


1.2.2 Bombas y su operación como turbinas

Una bomba hidráulica es una máquina que aumenta la energía cinética o de presión del

fluido que la atraviesa. En estas máquinas, con ayuda de un trabajo externo, se produce

energía mecánica que viaja a través de un eje y provoca el movimiento de un pistón,

émbolo, rodete o la combinación de estos, dicha energía es transferida al fluido como

energía hidráulica. Las bombas se pueden clasificar como Bombas rotodinámicas y como

Bombas de desplazamiento positivo (Mataix, C. 1982).

Bombas de desplazamiento positivo: Las bombas de desplazamiento positivo o

volumétricas se caracterizan porque en ellas se crea energía de presión utilizando un

volumen del fluido, dicho volumen es acumulado dentro de la máquina para luego ceder la



energía al líquido y llevar a cabo su impulsión. La acumulación del volumen hace que la

transferencia de energía no dependa de la dinámica del flujo. Se pueden encontrar bombas

de desplazamiento positivo alternativas y bombas de desplazamiento positivo rotativas

(Mataix, C. 1982). Las bombas de desplazamiento positivo son un grupo distinto a las

turbomáquinas, es necesario enunciar su existencia entre las máquinas hidráulicas para

poder diferenciar su funcionamiento.

Bombas rotodinámicas: Las bombas rotodinámicas, a diferencia de las bombas de

desplazamiento positivo, permiten la entrada y salida del fluido sin intermitencias debido al

giro libre y continuo de un rotor, se caracterizan por variar el momento cinético del fluido

una vez atraviese la máquina. (Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, & Alimuddin, Z. 2008).

Las variables de la corriente, como velocidad, dirección del flujo, caudal y altura de trabajo,

determinan la operación de la bomba (Bansal, RK 2005).

Estas bombas pueden ser centrífugas y utilizan la energía mecánica para transferir al fluido

energía cinética y de presión; son el tipo de bombas utilizadas como turbinas (Bansal, RK

2005). Las bombas rotodinámicas centrífugas poseen las características de una turbina

centrípeta operando como máquina reversible. Utilizan, al igual que las turbinas, un rodete

con álabes como pieza clave para la transmisión de energía (Domínguez, U. S. 2013).

Bomba centrífuga

Las bombas centrífugas son de flujo axial a la entrada del impulsor y de flujo radial a la

salida de este. El flujo es aspirado por el ojo del impulsor y luego distribuido hacia la periferia

de los álabes, en dicha dirección, la presión y la velocidad absoluta del fluido aumentan.

Posteriormente el fluido se descarga en la cámara espiral y es guiado por ésta hacia el tubo

de impulsión (Husain, Z., Mohd. Zulkifly Abdullah, & Alimuddin, Z. 2008). En la dinámica

existente entre el ojo del impulsor y la periferia de los álabes, se crea una fuerza centrífuga

que transforma la energía mecánica a energía de presión, por dicha fuerza se le atribuye el

nombre de bomba centrífuga a estas máquinas. Adicionalmente, este fenómeno describe

lo que sería el funcionamiento inverso de una turbina de reacción como la turbina Francis

(Bansal, RK 2005).

Capítulo 1 77

Figura 1-36. Bomba centrífuga y sus partes


Las bombas centrífugas cuentan con las siguientes partes elementales:

▪ Rodete: También es llamado impulsor. Es una pieza que gira con el eje de la

máquina y posee cierto número de álabes que imparten energía al fluido en forma

de energía cinética y presión. Según el número de rodetes la bomba puede ser de

un escalonamiento o de múltiples escalonamientos. (Mataix, C. 1982). El espacio

entre los álabes forma pequeños canales que recogen e imprimen un trabajo sobre

el fluido. Cada álabe actúa sobre el agua generando una velocidad de impulsión,

una velocidad relativa y una velocidad absoluta. (Domínguez, U. S. 2013).

Figura 1-37. Forma de rodete con aumento de velocidad


Brida de aspiración Voluta

Empaquetadura

Brida de impulsión

Anillo de desgaste

Entrada

Salida



▪ Caja o carcasa: Es una cámara hermética que encierra al impulsor, transforma la

energía cinética a la salida de este en energía de presión, conduciendo el fluido

hasta la tubería de salida (Mataix, C. 1982). Comúnmente existen los siguientes tres

tipos de carcasas:

▪ Caja tipo espiral: Se asemeja a la caja espiral en una turbina Francis. El área

incrementa con la dirección del flujo hacia el tubo de impulsión, la velocidad

disminuye a mayor área y aumenta la presión. Se da la formación de remolinos

que contribuyen a la perdida de energía. (Bansal, RK 2005).

Figura 1-38. Carcasa tipo espiral de una bomba centrífuga.


▪ Caja con corona directriz o corona de alabes fijos: Esta carcasa posee una

corona directriz con álabes fijos que contribuye al direccionamiento del flujo para

que la carcasa recoja el líquido del rodete y se dé la transformación de la

energía con mayor rendimiento. No existe en todas las bombas porque aumenta

su costo (Mataix, C., 1982).

Tubería de impulsión Carcasa

Impulsor

Ojo del

impulsor

Tubería de

succión

Capítulo 1 79

Figura 1-39. Carcasa con corona directriz de una bomba centrífuga.


▪ Caja tipo vórtice: Se caracteriza por tener una cámara circular entre la carcasa

y el impulsor. Hay menor pérdida de energía a causa de la formación de

remolinos y debido a esto la eficiencia en este tipo de carcasas es mayor que

en el tipo espiral (Bansal, RK 2005).

Figura 1-40. Carcasa tipo vórtex de una bomba centrífuga.


1.2.2.1 Bomba como turbina

Inverso al funcionamiento de una turbina, opera una bomba centrífuga. Esta última máquina

en modo bomba absorbe energía mecánica e inyecta energía hidráulica para la impulsión

del líquido. El mecanismo de transferencia de la bomba centrífuga le permite trabajar como

una máquina reversible, su rodete puede girar en sentido opuesto al utilizado como bomba.

Como parte de la generación hidroeléctrica con bombas como turbinas, es necesario

Corona

directriz

Impulsor

Impulsor

Caja tipo

vórtice



resaltar que las bombas con mejores resultados para esta adaptación son las bombas

centrífugas rotodinámicas. (Mataix C., 1982).

Las bombas como turbinas [PAT por sus siglas en inglés] se han convertido en una opción

viable técnica y económicamente para la producción de energía en micro aprovechamientos

hidroeléctricos. Para valores de producción de energía con PAT entre 1 y 500 kW

regularmente se tienen tasas de retorno de la inversión de dos años o menos, haciendo

rentable su utilización. Adicionalmente, el mantenimiento, bajo costo y accesibilidad

comercial de las bombas se convierten en ventajas de estas máquinas frente a la

adquisición y operación de una turbina convencional (Carravetta, A., Derakhshan Houreh,

S., & Ramos, H. M. 2018).

El sentido inverso de rotación del rodete de una bomba centrífuga se puede evidenciar

cuando ocurren fallas en el fluido eléctrico y la bomba no posee válvula de retención. En

dicho escenario la bomba deja de funcionar y el fluido regresará provocando un movimiento

inverso en el rotor. Si la bomba de la red de distribución estuviese provista con un tubo

difusor, cuyo tamaño a la salida del rotor es menor que el tamaño del extremo de descarga,

dicha pieza cumpliría parcialmente la función del distribuidor en una turbina cuando el fluido

retorne. El ángulo que posee el tubo difusor para imprimir dirección al flujo no cambiará,

esto permite que la dirección permanezca una vez entre el fluido en el rotor en sentido

inverso (Domínguez, U. S., 2013). Para dimensionar el funcionamiento de una bomba

centrífuga trabajando como máquina reversible se puede suponer que el tubo de descarga

de la bomba ahora se convierte en el tubo de entrada y recibe el fluido el cual se aproxima

al rotor provocando la transferencia de energía mecánica a un eje. El eje no estaría

recibiendo energía suministrada por un motor si no enviando energía mecánica a un

generador o a un motor trabajando como generador.

Las bombas como turbina pueden ser consideradas turbinas de reacción debido a que el

manejo del volumen y las transformaciones de energía que ocurren en una PAT se

asemejan a las de una turbina de reacción (Ochoa Alvarez, J. S. 2012). Uno de los factores

que diferencian a una PAT de una turbina es la presencia de un distribuidor o inyector,

mientras las turbinas poseen este mecanismo para hacer frente a la demanda de la máquina

y la variabilidad en el flujo, las bombas como turbina no poseen la regulación del flujo con

dicho mecanismo; por ello para tener un correcto funcionamiento de las PAT se debe contar

Capítulo 1 81

con condiciones constantes o variaciones graduales que estén dentro del rango de

operación de la bomba como turbina (Audisio, O. 2009) para lo anterior se plantean

reguladores de caudal o de carga que mantienen condiciones de operación constantes

(Moussaoui, M. 2017).

Se debe tener en cuenta que el rendimiento de una bomba operando como turbina es

mucho menor que el de una bomba operando como bomba. El rendimiento está

condicionado por parámetros como la altura y el caudal disponible para la operación de la

PAT esto debido a que las perdidas en sentido inverso son distintas a las pérdidas operando

como bomba. La altura requerida para la operación en el punto de máxima eficiencia debe

incluir las pérdidas hidráulicas en sentido inverso. En escurrimiento ideal, la altura requerida

para trabajar en modo turbina es distinta a la altura de modo bomba, la diferencia puede

ser un valor cercano al doble de las pérdidas hidráulicas (Audisio, O. 2009). Se puede

presentar bajo rendimiento debido a la geometría de la carcasa, del impulsor y a la

operación a carga parcial (Carravetta, A., Derakhshan Houreh, S., & Ramos, H. M. 2018).

Una bomba centrífuga y una turbina centrípeta que comparten el mismo valor de velocidad

de giro y están diseñadas para trabajar con un mismo valor de caudal también compartirán

el triángulo de velocidades. A la entrada de la máquina funcionando como turbina se

presentará el mismo triangulo de velocidades que a la salida de la máquina funcionando

como bomba. En la entrada de la máquina funcionando como bomba, si el caudal que la

atravesase fuese el de diseño el fluido entraría tangente al álabe, sin perdidas por el

desprendimiento de la capa límite. Funcionando como turbina, la entrada mencionada se

convierte en la salida del fluido y el flujo saldría del rotor con velocidad absoluta sólo con

componente axial, dándose en este momento del proceso la similitud entre el triángulo de

velocidades a la salida de la turbina y el triángulo a la entrada de la bomba, lo anterior en

un escenario sin válvulas ni regulación de caudal y carga (Domínguez, U. S., 2013).

En redes de distribución la variación de caudal se da a lo largo del día en amplios rangos,

ocasionando que el caudal que recibe la bomba como turbina sea variante y en muchos

casos muy distinto al caudal de diseño. Las bombas centrífugas están preparadas para este

caso en el que la velocidad de arrastre con la velocidad absoluta no presentan un ángulo

de 90°. Las bombas se dotan con un mecanismo de pre-rotación que permite al rodete girar

sin que el agua evada los álabes, buscando hacer coincidir los álabes con el flujo y que este

entre al rotor casi tangente a ellos (Domínguez, U. S. 2013).



Una de las limitaciones de las bombas funcionando como turbinas [PAT] es la inestabilidad

ocasionada por la pérdida de rotación, este fenómeno se presenta en condiciones de baja

descarga con afectaciones a la frecuencia de rotación del impulsor y se da específicamente

en regiones características de las curvas en forma de S. Lo anterior, “lleva a fallas de

arranque, fluctuaciones significativas de presión y vibraciones severas de todo el sistema”

(Yuning Zhang, Yuning Zhang, Yulin Wu, 2017).

Existen bombas de flujo mixto, de doble succión, bombas de múltiple disposición y en

paralelo que pueden ser usadas como PAT. Cada uno de estos tipos y disposiciones

poseen los siguientes valores de cargas y flujo en el que operan con mejores resultados

(Carravetta, A., et al., 2018):

Tabla 1-6. Valores de cargas y flujos para PATs

Tipo de bomba o instalación Carga

(m)

Caudal

(L/s)

Bomba centrífuga 15 -100 5 - 50

Bomba centrífuga de flujo mixto 5 - 15 50 - 150

Bomba centrífuga de doble succión 15 – 100 50 - 1000

Bombas centrífugas en paralelo

1.2.3 Selección de turbomáquinas hidráulica

Un aprovechamiento hidroeléctrico viable técnicamente requiere una correcta selección de

la máquina hidráulica, sea una turbina o una PAT. Por ello en este apartado se plantean los

parámetros para la selección de las turbinas y bombas.

1.2.3.1 Parámetros de selección de turbina hidráulica

La fabricación de las turbinas implica una serie de ensayos que determinan las

características de operación de la máquina. De dichos ensayos se obtienen las curvas

características que agrupan los valores de caudal, altura y rendimiento con las que trabaja

cada máquina para generar cierta potencia, además de su comportamiento ante las

variaciones de dichas variables (Mataix, 1982).

Capítulo 1 83

El rendimiento de la turbina y el punto óptimo de trabajo resultan de la relación entre las

capacidades para las que fue diseñada la maquina y las características como caudal y salto

neto disponible del flujo que ingresarán a la turbina, por ello, el salto neto y el caudal se

convierten en los principales parámetros para la selección de la turbina. Con estos

parámetros se realiza el cálculo de la potencia a producir utilizando la siguiente ecuación

(Domínguez, U. S. 2013):

𝑃 = 𝜌𝑔𝑄𝐻 (1-1)

Donde:

P→ Potencia generada por la turbina (W)

ρ→Densidad del fluido (kg/m3)

Q→Caudal disponible (m3/s)

H→Altura neta disponible (m)

Con lo anterior se tienen valores de caudal, altura y potencia. La potencia hidráulica

calculada, que es aquella posible potencia aprovechable en el emplazamiento, se aproxima

a la potencia generada por las máquinas comercialmente disponibles o a ensamblar.

La información antes expuesta de las turbinas tradicionales se encuentra en las fichas

técnicas y catálogos de las fabricantes, hecho que facilita su comparación y selección.

Utilizando los diagramas de altura contra caudal disponibles en los catálogos se busca el

caudal y la altura disponible del emplazamiento para realizar una primera selección entre

los tipos de turbinas existentes.



Figura 1-41. Diagramas Altura vs Caudal de diferentes tipos de turbina

Fuente: Morales S, Corredor L, Paba J. & Pacheco L. (2014).

Fuente: Turbinas Weg. 2019.

Capítulo 1 85

Luego de seleccionar un tipo de turbina, con los datos anteriores y la siguiente ecuación se

realiza la determinación del rendimiento de la máquina (Domínguez, U. S. 2013):

𝑛 = 𝑃

𝜌𝑔𝑄𝐻 (1-2)

Donde:

n → Rendimiento de la turbina

P → Potencia generada por la turbina

ρ → Densidad del fluido

Q → Caudal disponible

H → Altura neta disponible

Por último, se escoge la máquina con mejor rendimiento.

1.2.3.2 Parámetros de selección de PAT

La selección de una PAT implica como primer paso la selección de una bomba trabajando

como bomba, se debe tener en cuenta que la altura de impulsión será ahora la altura

disponible con la que trabajará la máquina para generar energía. La velocidad y el punto

óptimo de operación, parámetros cambiantes según la altura y caudal de trabajo, son

cruciales para la selección de la bomba. Si se da una incorrecta selección, se presentarán

fallas y descargas indeseadas (Carravetta, A., Derakhshan Houreh, S., & Ramos, H. M.

2018).

En modo bomba la máquina debe tener la capacidad de manejar el caudal disponible a

bombear y vencer cierta altura neta para impulsar el fluido hasta el lugar de descarga. Por

lo anterior, los parámetros para la selección de la bomba corresponden al caudal (Q), la

presión suministrada al fluido, la altura de aspiración y la presión máxima que pueda

soportar (Quintero Ramírez, J. C., & Villamizar Llano, A. 2011). La presión suministrada al

fluido, la altura de aspiración y la presión máxima que pueda soportar la bomba se

encuentran en el parámetro altura neta (H).

Con dichos parámetros (Q y H) se determina la potencia que debe ser generada por el

motor, recibida por el rodete y suministrada al fluido que atraviesa la bomba. Su

determinación se realiza con la ecuación (1-1)



Análogo a las turbinas, en la selección de las bombas el rendimiento hidráulico también

constituye un parámetro relevante y se calcula con la siguiente ecuación (Domínguez, U.

S. 2013):

𝑛 = 𝜌𝑔𝑄𝐻

𝑃 (1-3)

Con los datos anteriores y curvas características de bombas hidráulicas (Figura 1-43) se

puede determinar una máquina para trabajar con la altura y caudal disponible en modo

bomba. Para el caso de la selección de la PAT se debe aplicar correcciones a la altura y

caudal para obtener la máquina ideal.

Capítulo 1 87

Figura 1-42. Ejemplo de curva característica de una bomba

Fuente: VOGT S.A. (2014).

Diámetro de entrada

2 1/2 “ X 2”

Velocidad nominal

2900 l/min



Para la predicción del rendimiento de la bomba en modo turbina, se han planteado métodos

teóricos basados en la velocidad de rotación específica de la bomba y el punto de mejor

eficiencia (BEP), dichos métodos proporcionan un panorama aproximado del rendimiento

registrado en bancos de prueba y en campo. Debido a las aproximaciones y errores de los

métodos teóricos se plantea la validación de los resultados con métodos experimentales y

modelaciones. Existen distintas posiciones entre autores de diferentes lugares sobre la

confiabilidad de estos métodos, estas diferencias pueden estar ligadas a que las bombas

no se encuentran estandarizadas universalmente. “Se dice que dos bombas del mismo BEP

a veces pueden tener un rendimiento diferente en sus operaciones en modo turbina”

(Maxime Binama, Wen-Tao Su, Xiao-Bin Li, Feng-Chen Li, Xian-Zhu Wei, Shi An, 2017).

La selección de la PAT, utilizando métodos basados en el BEP en modo turbina, se da

aplicando un método de corrección de rendimientos para PAT, como el método Sharma-

William, Alatorre-Frenk, Valadas-Ramos, Ramos-Borga, entre otros. (Carravetta, A.,

Derakhshan Houreh, S., & Ramos, H. M. 2018).

Trillos Londoño, N. (2011), Fernándes, R. B. (2006), Ortiz, Collazos y Sánchez (2015), Del

Teso (2016), Moussaoui (2017) y Binama M., Su W., Li X., Li F., Wei X. y An Sh. (2017)

entre otros investigadores afirman, tras realizar pruebas de laboratorio y comparar los

resultados de laboratorio con los resultados teóricos utilizando distintos métodos, que el

método de Sharma (1985) con las modificaciones de Williams (1995) presenta los mejores

resultados si se busca determinar el punto de mejor eficiencia de la máquina, lo anterior

para casos de estudio en Brasil, España, Colombia y China. Por estos casos y sus

conclusiones se decide trabajar con el método de Sharma-Williams para la selección de la

PAT, resaltando que entre estas investigaciones dos de ellas se realizaron en Colombia y

se adaptan al contexto nacional.

El método de Sharma-Williams se puede clasificar como un método para predicción del

punto de máxima eficiencia (Moussaoui, M., 2017) que tiene en cuenta las características

hidráulicas de la bomba como caudal, altura y eficiencia (Ortiz 2015). Para Trillos Londoño,

N. (2011) Sharma-William es el más acertado para determinar caudal y cabeza, pero no

acierta para determinar el rendimiento de la bomba como turbina. En el método de Sharma

Capítulo 1 89

(1985) los parámetros mencionados están relacionados por constantes de la siguiente

manera:

• Altura:

𝐻𝑇 = 𝐾𝐻𝐻𝐵

𝐾𝐻 =1

𝑛𝐵1,2

𝐻𝑇 =𝐻𝐵

𝑛𝐵1,2

Donde:

HT → Altura de operación de la bomba operando como turbina

KH → Constante de corrección de la altura

HB → Altura de operación de la bomba

nB → Eficiencia máxima de la bomba

• Caudal

𝑄𝑇 = 𝐾𝑄𝑄𝐵

𝐾𝑄 =1

𝑛𝐵0,8

𝑄𝑇 =𝑄𝐵

𝑛𝐵0,8

Donde:

QT → Caudal de operación de la bomba operando como turbina

KQ → Constante de corrección del caudal

QB → Caudal de operación de la bomba

nB → Eficiencia máxima de la bomba

• Rendimiento

𝑛𝑇 = 𝐾𝑛𝑛𝐵

𝐾𝑛 = 1

𝑛𝐵 = 𝑛𝑇



Donde:

nB → Eficiencia de la bomba

nT → Eficiencia máxima de la bomba operando como turbina

Kn → Constante de corrección de la eficiencia

En el método con las modificaciones de Williams (1995) se agrega el efecto de las

velocidades de rotación. Las variables de altura y caudal se relacionan de la siguiente

manera:

• Altura:

𝐻𝑇 = 𝐾𝐻𝐻𝐵

𝐾𝐻 =1

𝑛𝐵1,2 ∗ (

𝑤𝑇

𝑤𝐵)2

𝐻𝑇 =𝐻𝐵

𝑛𝐵1,2 ∗ (

𝑤𝑇

𝑤𝐵)2

Donde:

wB → Velocidad de rotación de la bomba

wT → Velocidad de rotación de la bomba operando como turbina

• Caudal

𝑄𝑇 = 𝐾𝑄𝑄𝐵

𝐾𝑄 =1

𝑛𝐵0,8 ∗

𝑤𝑇

𝑤𝐵

𝑄𝑇 =𝑄𝐵

𝑛𝐵0,8 ∗

𝑤𝑇

𝑤𝐵

Donde:

wB → Velocidad de rotación de la bomba

wT → Velocidad de rotación de la bomba operando como turbina

Para determinar el tipo de bomba y su distribución se pueden tener en cuenta los rangos

de operación descritos en la Tabla 1-6 y los rangos mostrados en la siguiente figura:

Capítulo 1 91

Figura 1-43. Diagrama Altura vs Caudal para PAT

Fuente: Carravetta, A., Derakhshan Houreh, S., & Ramos, H. M. (2018).

La instalación de bombas como turbinas en una Red de Distribución de Agua Potable

[RDAP] se da comúnmente en puntos de quiebre de presión donde pueden encontrarse

Válvulas Reguladoras de Presión [VRP]. En la instalación se reemplaza la VRP por una o

varias PATs para generar energía y, a su vez, ejercer control sobre la presión del fluido. El

reemplazo planteado no debe ejecutarse sin antes haber determinado la viabilidad técnica

y la no afectación de la red y su funcionamiento. (Sanjay V. Jain, Rajesh N. Patel, 2014) Lo

anterior permite mejorar la eficiencia energética de la RDAP.

Caudal (L/s)

Cab

eza (

m)

Bomba centrífuga

PAT de flujo mixto

PAT de Multi Etapa

PATs Doble Succión/

PATs centrífugas en

paralelo

PAT de Hélice

2. ANTECEDENTES

Teniendo en cuenta que este trabajo tiene como propósito diseñar una guía de

aprovechamiento hidroeléctrico de energía disipada en Válvulas Reductoras de Presión

[VRP] de la Red de Distribución de Agua Potable [RDAP] de Montería como práctica

alternativa para la generación de energía eléctrica, es necesario revisar los planteamientos

en torno a: Las afectaciones de prácticas tradicionales, las investigaciones realizadas,

manuales que servirán como referente y experiencias de la implementación de la alternativa

propuesta con sus respectivas conclusiones.

Como parte de las afectaciones relacionadas con prácticas tradicionales se ha encontrado

que las emisiones de Gases de Efecto Invernadero [GEI] en las represas de hidroeléctricas

son significativas. En aguas ubicadas en latitudes bajas se registran datos promedio de

temperatura altas, factor relacionado positivamente con la emisión de GEI. (Bridget R.

Deemer, John A. Harrison, Siyue Li, Jake J. Beaulieu, Tonya Delsontro, Nathan Barros,

José F. Bezerra-Neto, Stephen M. Powers, Marco A. Dos Santos, And J. Arie Vonk, 2016).

En Colombia, país ubicado en dichas latitudes, las emisiones de GEI representan entre el

11 y el 20 % de las emisiones del sistema de generación de energía eléctrica de Colombia

(Ruiz, 2016), hecho que afecta su categorización como energía limpia aun cuando utiliza

recurso renovable como materia prima. Las afectaciones e impactos ambientales de la

construcción de centrales hidroeléctricas además de incluir impactos al paisaje, al cauce

del cuerpo de agua intervenido, a las dinámicas de intercambio entre las diferentes áreas

de una cuenca hidrográfica y las afectaciones directas e indirectas a las poblaciones

humanas, de fauna y de flora, también traen consigo emisiones significativas de Gases de

Efecto Invernadero [GEI] en las represas, gases como el metano (CH4-c) con valores entre

24–112 mg.m2/día y dióxido de carbono (CO2-c) con rango de 386–660 mg.m2/día cuando

un lago con dinámicas normales, emite aproximadamente 40 mg.m2/día de CH4-c y 216

mg.m2/día de CO2-c. Es frecuente encontrar en las represas jóvenes (menores de 10 años)

elevadas emisiones de GEI, atribuidas a la rápida descomposición de la materia orgánica

Capítulo 2 93

terrestre más lábil, algunas reservas pueden continuar teniendo emisiones de GEI elevadas

al menos 20 años después de puestas en funcionamiento (Kemenes et al. 2011).

Han existido y en este momento se encuentran en operación proyectos e investigaciones a

nivel nacional y mundial que sustentan la existencia de alternativas para producción de

energía limpia y su implementación a diferentes escalas.

En 2011, Trillo retomó los estudios iniciados en 1989 por Amaya donde se compararon

datos teóricos con experimentales de coeficientes para la selección de PAT, en el estudio

de Trillo, como en los realizados por Ochoa en 2012 y 2013 se utiliza una bomba trabajando

como bomba y como turbina en el laboratorio de la Universidad de los Andes para pruebas

hidroeléctricas, en dichos estudios se ha utilizado y configurado un Banco de Pruebas para

evaluar el comportamiento de las máquinas hidráulicas y los resultados de las pruebas

concuerdan en la viabilidad del sistema e imparten diferentes recomendaciones.

En 2015, Ortiz utilizando las instalaciones del laboratorio de PCH de la Universidad del Valle

en Cali, realizó modelamiento con datos teóricos y pruebas en laboratorio para la selección

de una bomba como turbina en dos condiciones que permiten las instalaciones del

laboratorio: la primera con 1100 lpm, 45 mca. y tubería de 3”, y la segunda con 2000 lpm,

45 mca y tubería de 4”; lo anterior para escoger una PAT y evaluar métodos de selección

de una bomba como turbina, este estudio incluyó el dimensionamiento del rodete a través

de una metodología constituida por postulados de varios autores, como parte del análisis

de resultados de la comparación entre métodos teóricos y datos experimentales se

concluyó que los métodos de McClaskey, Sharma-Williams y Mijailov son los que proponen

valores máximos más cercanos a los resultados experimentales. Las eficiencias arrojaron

resultados de PAT entre 0.6 – 0.7, menores a las de una turbina, pero útiles para alcanzar

generación clasificada como Micro Centrales Hidroeléctricas, según Ortiz 2015.

Por lo anterior, ciertas guías, investigaciones y manuales para Micro Centrales

Hidroeléctricas se convierten en un referente para este proyecto, tales como la guía Micro-

Hydro Design Manual: A guide to small-scale water power scheme, y publicaciones como

Microcentrales Hidroeléctricas con aplicación de máquinas reversibles de Ortiz R. (2015)

donde se exponen recomendaciones, condiciones y limitantes que pueden ser aplicados y

adaptados a la implementación de sistemas de aprovechamiento hidroeléctrico en RDAP.



Para finalizar se realizó la revisión de aplicaciones con implementación de turbinas y

bombas como turbinas instaladas en cuerpos de agua y redes de distribución de agua

potable útiles para referenciar el funcionamiento de dichos equipos y sostener los beneficios

de potenciar el aprovechamiento hidroeléctrico en RDAP creando herramientas de

planeación como el caso de la guía aquí propuesta.

En 2011, Quintero y Villamizar tras un estudio concerniente a la utilización de bombas como

turbinas para abastecer eléctricamente una escuela rural del sector la Buga del municipio

de Barbosa, Antioquia, partió de la captación del recurso en una quebrada cercana. Para la

selección de la bomba como turbina [PAT], primero se estimó la necesidad eléctrica de la

escuela y se proyectó a 10 años dando requerimiento cercano a 4Kw valor tomado como

potencia de diseño, luego se escogió la PAT con potencia de 7HP basados en los

requerimientos de energía, se realizaron pruebas en el laboratorio de PCH de la

Universidad del Valle de un sistema similar al propuesto donde se calcularon los capacitores

necesarios y por último se determinó la configuración y obras civiles requeridas para la

instalación. La PAT elegida opera hasta caudal de 0,029 m3/s con una cabeza de 24,4m, el

caudal de diseño es de 0,0142 m3/s, en laboratorio sólo se alcanzaron caudales de 0,012

m3/s, los autores recomiendan tubería de 3” para aumentar los caudales y acercar los

resultados de pruebas a caudal real a utilizar. El proyecto fue planteado para beneficiar una

de tres veredas del municipio de Barbosa, Antioquía, la selección del punto en Buga estuvo

ligada a la cercanía de la escuela con la quebrada Guayaba que posee caudales suficientes

para alcanzar el pico de generación que suple las necesidades de consumo de la escuela,

según Quintero y Villamizar.

Los autores de dicha aplicación concluyeron, refiriéndose a su proyecto de pico generación,

que:

“Es técnicamente viable y poco complejo utilizar una bomba como turbina

y un motor como generador asíncrono para la generación de energía

eléctrica.

La potencia eléctrica instalada en la escuela fue de 3.3kW y se espera que

en 10 años alcance 5kW. Considerando un factor de simultaneidad de 0.8

se estima una potencia de diseño para el sistema de generación de 4kW,

Capítulo 2 95

buscando no sobredimensionar el sistema. Para la selección de la bomba

se utilizaron los valores de los coeficientes propuestos por Mc Claskey, los

cuales son similares a los valores propuestos por Sharma-Williams”.

(Quintero y Villamizar, 2011, p. 101)

El caso nacional expuesto anteriormente capta el recurso para generación de un cuerpo de

agua con curso natural y no de una RDAP, pero muestra el potencial que existe en la

utilización de PATs. Los dos casos revisados a continuación muestran la utilización de una

turbina y PATs en redes de distribución, como ejemplo de la aplicación con tuberías y

sistemas existentes.

En el año 2015, Vera evaluó la sustitución de VRP de una parte de la red de abastecimiento

de la ciudad de Cartagena, España por máquinas hidráulicas que cumplen la función de

regular la presión y recuperar energía hidroeléctrica: en cada válvula de regulación de la

red analizada se pre estimó el potencial de energía disponible. Se seleccionaron aquellas

con mayor potencial, para los cuales se diseñó o seleccionó una turbina o PAT (p. 27). En

este estudio se analizaron los sistemas existentes de recuperación de energía y la

implementación en emplazamientos de la red de abastecimiento a Cartagena. La selección

de la máquina optima se estimó teniendo en cuenta los caudales medios y la altura de salto

para determinar el punto de máximo rendimiento. La producción de energía en cada uno de

los emplazamientos fue de:

- Cabezo Beaza: 122 MW/año

- Torreciega: 67400 kWh/año.

- San Anton: 50800 kWh/año.

- La Aljorra: 12400 kWh/año.

Para la selección de las máquinas se estudió el comportamiento de saltos netos y caudales

de operación. En el caso de Cabezo Beaza ubicado antes de un depósito de la red donde

la descarga se realiza a presión atmosférica se decide utilizar una turbina, el factor anterior

y los datos de pequeño salto neto (entre 0 – 25m) con caudal menor a 0.2m3/s llevaron a la

selección de una turbina de flujo cruzado para la generación de energía en este punto,

argumentando que esta máquina posee ventajas como operación en saltos netos y

caudales bajos, larga vida útil, bajo costo de mantenimiento y construcción.

Los demás emplazamientos están ubicados previos a zonas de consumo, hecho que causa

variaciones en caudales y saltos netos según las dinámicas de la población durante la



mañana, tarde y noche. Adicionalmente, debido a las condiciones físicas, procurando la

menor modificación a la infraestructura existente y teniendo en cuenta los caudales y

presiones de funcionamiento, los autores plantearon como mejor solución de generación la

instalación de PATs y como esquema general se utilizó el mostrado es la figura 2-1.

Para la selección de las PAT el paso principal consistió en predecir el rendimiento de la

máquina y para ello utilizan el método propuesto por Audisio O. (2016) que consiste primero

en definir el punto óptimo para la instalación, según los requerimientos de energía y datos

de caudal y salto neto; posteriormente se hace coincidir el punto máximo de la bomba con

el punto óptimo para la instalación y así obtener el punto de máximo rendimiento para la

máquina funcionando como turbina.

Vera (2015) da como referencia valores de producción de energía entre 100 – 200 kWh

para determinar que un proyecto es viable económicamente a la escala planteada en el

estudio realizado. En los casos de mayor producción se estima un ahorro económico que

permite un periodo de retorno de las inversiones de ocho y once años para las instalaciones

de Torreciega y San Anton y de 48 años para el emplazamiento de La Aljorra.

Figura 2-1. Esquema general de instalación de PAT en emplazamientos.

Fuente: Vera C. (2015).

En 2016, Del Teso estudió y analizó la posibilidad de instalar una bomba como turbina, en

el municipio de Picanya, España. Cuantificó el porcentaje de energía disipada

ELECTROVÁLVULA

PILOTADA

CAUDALÍMETRO

ELECTROMAGNETICO

CAPTADOR DE PRESIÓN

VÁLVULA MANUAL

ELECTROVÁLVULA

PILOTADA

CAPTADOR DE PRESIÓN

Capítulo 2 97

(potencialmente recuperable) en la VRP existente a la entrada del abastecimiento de agua

potable del municipio y utilizando un modelo matemático de la red realizó auditoria de la

energía del sistema, concluyó que una de las posibles alternativas para mejorar la eficiencia

energética es la instalación de PAT, posteriormente realizó una simulación de las bombas

funcionando como turbinas con el software ALLIEVI y determinó que “la mejor opción para

instalar una bomba funcionando como turbina en la red de distribución de Picanya, es

instalar dos PATs en paralelo a la VRP, la cual dispone en este caso de un obturador con

apertura en V” (Del Teso R. 2016). Una de las bombas funciona en el escenario nocturno

(00:00 – 06:00) y es la encargada de recuperar 4,85 Kwh/día. La otra PAT en el escenario

diurno (06:00 – 24:00) recuperara alrededor de 14,74 kWh/día. Para dar como resultado

una recuperación total de energía diaria aproximadamente de 19,6 kWh/día.

Figura 2-2. Esquema de instalación de PAT en paralelo.

Fuente: Lydon, Tracey & Coughlan, Paul & McNabola, Aonghus. (2017).

Siguiendo con el panorama nacional, como caso de aprovechamiento en un punto previo a

un tanque de quiebre de presión se encuentra el caso de Manizales donde la empresa

Tecnoturbines: Powering Water en el primer trimestre de 2018 instaló a la entrada de un

depósito de agua tratada de la Planta Niza (Manizales, Colombia) una turbina Hydroregen

de 50kw que consigue transformar el exceso de presión existente en energía eléctrica, con

salto de presión de 30 m, caudal de 220 L/s y producción estimada anual de 430 MWh/año.

La energía producida con ayuda de la instalación representada en el esquema de la figura

2-3. “es inyectada en la red interna de la planta de tratamiento para su autoconsumo,

haciendo que la instalación sea autosuficiente y generando importantes ahorros en la

compra de energía” (Tecnoturbines, 2018).

Condiciones del

sitio (Hsitio, Qsitio)

Válvula de control

(HDP1, QDP1) (HAguasAbajo, QDP) (HRegulada, Qsitio)

(HDP2, QDP2)

Bypass

(Hbypass, Qbypass)



Figura 2-3. Esquema de instalación PTAP Niza de Manizales, Colombia.

Fuente: Resolución 01204 de Autoridad Nacional de Licencias Ambientales

Otro caso a nivel nacional son las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas [PCH] en la red de

Acueducto y Alcantarillado de Bogotá [EAAB]. Existen tres PCH, cada una cuenta con una

turbina Francis de eje horizontal, con las siguientes potencias 13.43 MW, 2.64 MW y 1.81

MW. La primera se encuentra ubicada al norte de la ciudad entre la Planta Francisco

Wiesner y el Tanque Santa Ana. Esta PCH trabaja con 13,5 m3/s como caudal de diseño,

altura disponible de 120m y altura neta de 105.9m, se proyectó para generar 90 GWh/año,

pero, debido a variaciones no previstas en el consumo, la generación puede estar entre 30

GWh/año y 48 GWh/año (EAAB, 2018). En el año 2005, la PCH del tanque Santa Ana entró

a funcionar en su totalidad generando 4000 kW inyectados a la red del sistema de

distribución local (López, A., Stivens, C., & Gutierrez Rodriguez, D. F. 2018).

Figura 2-4. PCH Santa Ana

Fuente: EAAB (2018).

Cuadro eléctrico de control

Turbina

Sensor de flujo y presión

Capítulo 2 99

La segunda es la PCH de Suba, en esta se generan 2.200 kWh (López, A. et al. 2018), está

ubicada al noroccidente de Bogotá en la red previa al tanque de Suba. La PCH utiliza 52,18

m de altura neta y 5,64 m3/s como caudal medio para una generación anual estimada de

17,01 GWh. Se estimó que 6.484 tCO2e/ año iban a ser reducidas. Además de la turbina,

el sistema cuenta con un bypass y un tubo de restitución (EAAB. 2018).

Figura 2-5. PCH Suba


Por último, en Bogotá se encuentra la PCH de Usaquén, con una generación de 1.100 kW

(López, A. et al. 2018) Esta planta cuenta con una caída de 71,5m y un caudal medio

disponible de 2,85 m3 /s. La generación anual estimada para esta PCH fue de 10.33 GWh

y reduciría 3.940 tCO2e/ año. (EAAB. 2018).

Figura 2-6. PCH Usaquén


Es necesario indagar en energías limpias y aplicarlas a casos específicos en el país para

potenciarlas y reducir las limitantes en cuanto a conocimiento y configuración como

sistemas de producción de energía. Las centrales eléctricas en RDAP son sistemas



sostenibles ambientalmente cuyas desventajas radican en problemas técnicos que pueden

ser resueltos con aplicaciones e investigaciones, lo anterior, para reemplazar en cierta

proporción prácticas de generación eléctrica con afectaciones ambientales significativas

que modifican a tal punto los ecosistemas que no pueden ser restaurados y sólo permiten

acciones que evitan mayor daño.

Teniendo en cuenta los antecedentes estudiados, se identificaron las fases del componente

hidráulico para la generación y se determinó la siguiente estructura para la elaboración de

la Guía:

3. IDENTIFICACIÓN DEL PUNTO DE QUIEBRE DE PRESIÓN

Como primera fase del aprovechamiento hidroeléctrico en la Red de Distribución de Agua

Potable [RDAP] de Montería, se realiza la identificación del punto de quiebre de presión con

válvulas reductoras de presión [VRP] a intervenir. La selección del punto de quiebre está

ligada a la disponibilidad de información y al registro de los datos por parte de la empresa.

Según dicha disponibilidad, lo anterior se lleva a cabo mediante las siguientes actividades:

1. Solicitar a la Empresa de Servicio Público [ESP], responsable del servicio de

acueducto, la información sobre los puntos de quiebre de presión con VRP

existentes en su RDAP que poseen sistema de registro de datos.

2. Solicitar los datos de caudal y presión a la entrada y salida del o los puntos de

quiebre de presión con VRP.

3. Calcular el gradiente de presión (restando la presión de salida menos la presión de

entrada) en cada paso de tiempo.

4. Determinar el rango de valores entre los que se encuentra el caudal y el gradiente

de presión de los puntos identificados.

5. Determinar el punto de quiebre de presión cuyos valores de energía disipada

(gradiente de presión) y caudal pueden ser aprovechados para generar energía

eléctrica.

4. DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO

Luego de identificar el punto de quiebre de presión donde puede realizarse el

aprovechamiento hidroeléctrico, se realiza la descripción de la zona en la que se encuentra

dicho punto, nombrada desde este apartado como la Zona de Estudio. Antes de dicha

descripción se ubicó geográficamente al municipio de Montería y su casco urbano para

mostrar el contexto geográfico de la región en la que se puede aplicar la presente guía. La

descripción de la Zona de Estudio debe contar con la siguiente información que es solicitada

a la Empresa de Servicio Público [ESP]:

1. Nombres, número y ubicación de las Plantas de Tratamiento de Agua Potables

[PTAPs].

2. Fuente de abastecimiento de las PTAPs.

3. Nombre de la PTAP directamente asociada al punto de quiebre.

4. Determinar si la red donde se encuentra el punto de quiebre de presión está

interconectada a otra red asociada a otras PTAPs.

5. Identificar las zonas a las que abastece cada PTAP.

6. Solicitar el dato de caudal de captación de la PATP o PTAPs conectadas al punto

de quiebre.

7. Ubicar gráficamente con esta información la zona asociada al punto de quiebre.

8. Ubicar la zona de la red donde se encuentra el punto de quiebre de presión.

9. Solicitar información sobre los tanques de almacenamiento de cada PTAP:

Capacidad, dimensiones, altura sobre el nivel del mar y distancia hasta el punto de

quiebre.

A continuación, inicia el desarrollo del caso de aplicación con el que se elaboró la presente

guía. Como primer momento se ordenó la información previamente enunciada de la

siguiente manera:

Capítulo 4 103

4.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO DEL CAP1

La red de distribución de agua potable donde se desarrollará el proyecto hace parte del

municipio de Montería. Este municipio se encuentra ubicado en el departamento de

Córdoba perteneciente a la región Caribe colombiana (Figura 4-1). Según proyección del

DANE (2005) a 2019 el municipio de Montería posee 466.191 habitantes donde 103.274 se

encuentran ubicados en la zona rural y 362.917 en zona urbana, esta última zona

mencionada tiene una extensión de 3000 hectáreas aproximadamente y es en su red de

distribución donde se aplicaría la guía desarrollada en el presente proyecto, creada

utilizando los datos de uno de los sectores de la red principal.

Figura 4-1. Ubicación geográfica del municipio de Montería.

Fuente: Corporación Autónoma regional de los Valles del Sinú y San Jorge – CVS. Capas obtenidas en 2017.

Para el abastecimiento de agua potable de la zona urbana, Montería cuenta con siete

plantas de tratamiento que captan el agua por bombeo desde el río Sinú, las plantas están

ubicadas a lo largo de las riberas del río, como se muestra en la Figura 4-2. En la tabla 4-1

se encuentran sus nombres y tanques de almacenamiento asociados. De las siete PTAPs

mencionadas cinco se encuentran interconectadas a la misma red, conformando así la red

principal de abastecimiento y creando el balance de presiones por cuenta del

Río Sinú Zona urbana de Montería Municipio de Montería



abastecimiento de las cinco plantas, las cuales corresponden a Sierra Chiquita Nueva y

Vieja, Iguanas I y II, y a la PTAP los Campanos. Las dos Plantas restantes (PTAP Los

Garzones y PTAP Mocarí) se encuentran separadas del sistema principal funcionando cada

una de manera independiente sin contar con las presiones proporcionadas por las otras

plantas, sin embargo, entre la red principal y la red de las PTAPs separadas se encuentran

válvulas de compuerta para conectarlas en caso de fallas que comprometan el

abastecimiento. Las plantas Iguanas II y Sierra Chiquita Nueva surgen como alternativa

para mejoramiento en la calidad en la prestación del servicio y ampliación de cobertura.

Figura 4-2. Ubicación geográfica de PTAPs de Montería

Fuente: Corporación Autónoma regional de los Valles del Sinú y San Jorge – CVS. Capas obtenidas en 2017. Ubicación de

PTAPs obtenida de Google Earth Pro.

Río Sinú Zona urbana de Montería PTAP

Capítulo 4 105

Tabla 4-1. Datos de las PTAPs de Montería

Las zonas de Montería a las que distribuye principalmente cada planta se muestran en la

Figura 4-3. Las presiones y caudales alcanzados por las plantas de Sierra Chiquita

abastecen los barrios del sur y centro de la ciudad donde se encuentra el 70% de la

población. La PTAP Los Campanos cubre la mayoría de los barrios de la margen izquierda

del río Sinú, las plantas Iguanas I y II distribuyen el agua a barrios en la margen derecha

desde la calle 40 con carrera 6 hasta la calle 93B con carrera 8; en las zonas anteriores se

encuentra la red principal interconectada. Por otro lado, las dos redes secundarias de la

PTAP Mocarí y PTAP Los Garzones, son responsables de la cobertura del barrio Mocarí (a

margen izquierda y derecha del río) y el corregimiento de Los Garzones, respectivamente,

ubicados en el extremo norte de la ciudad.

No NOMBRE DE LA

PTAP TANQUE

CAPACIDAD DEL

TANQUE

1 Sierra Chiquita

Nueva

Contacto Sierra Chiquita

Nueva 3000 m3

2 Sierra Chiquita

Vieja

Compensación Sierra

Chiquita 6000 m3

Los Pericos - Cerrito 200 m3

3 Iguana I Contacto PTAP Iguanas I 500 m3

4 Iguana II Contacto PTAP Iguanas II 200 m3

5 Los Campanos Compensación PTAP Los

Campanos 500 m3

El Vidrial 80 m3

6 Mocarí Compensación PTAP Mocarí 500 m3

Contacto PTAP Mocarí 200 m3

7 Los Garzones Contacto PTAP Los

Garzones 200 m3



Figura 4-3. Zonas de distribución de las PTAPs de Montería

Fuente: Corporación Autónoma regional de los Valles del Sinú y San Jorge – CVS. Capas obtenidas en 2017. Zonas

obtenidas Veolia Aguas de Montería E.S.P.

Como se mencionó al inicio del presente capítulo la guía se desarrollará utilizando

específicamente los datos de caudal y presión del Control Activo de Presión (CAP) de uno

de los sectores de la red principal, dicho sector es abastecido por las plantas de Sierra

Capítulo 4 107

Chiquita que captan 900 L/s del río Sinú. El sector se divide en varias zonas y el CAP1

objeto de análisis se encuentra en la zona 1 (Figura 4-4).

4.2 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL PUNTO DE QUIEBRE DE PRESIÓN

Las condiciones de operación del punto de quiebre de presión son necesarias para analizar

el comportamiento del flujo a través del tiempo. Es posible que en algunos puntos de

quiebre existan los valores de caudal y gradiente de presión para aprovechar la energía

disipada, pero también se debe garantizar que dichos valores se mantengan a lo largo de

un tiempo para que sea factible técnica y económicamente. Por ello, el procesamiento y

análisis de los datos del punto de quiebre de presión debe realizarse para la correcta

elección de las máquinas hidráulicas que aprovecharán la energía disipada. La descripción

del mecanismo de operación contribuye a la identificación de alternativas de

aprovechamiento, otorga la visión de espacio y permite plantear las modificaciones para la

nueva instalación según los elementos y configuración existente.

El desarrollo de esta sección se basa en la descripción del funcionamiento y composición

del punto de quiebre de presión, para ello se solicita la siguiente información:

1. Altura sobre el nivel del mar a la que se encuentra el punto de quiebre de presión

2. Datos de la tubería de conexión entre el tanque de almacenamiento y el punto de

quiebre (diámetro, material, longitud).

3. Frecuencia (Hz) de la corriente eléctrica de las conexiones del punto de quiebre de

presión.

4. Determinar el tanque de almacenamiento asociado al punto de quiebre de presión.

5. Esquema de la conexión entre el tanque de almacenamiento o la PTAP y el punto

de quiebre de presión.

6. Esquema del mecanismo de regulación de la presión y distribución de los

elementos. Vista en planta y frontal que contenga número de VRP, válvulas y

elementos de regulación del flujo.

La descripción de las condiciones de operación del punto de quiebre de presión de la

presente aplicación es la siguiente:



4.2.1 Condiciones de operación del CAP1

El Control Activo de Presión (CAP1) estudiado está ubicado a 18 msnm, la frecuencia de la

corriente de sus conexiones eléctricas es de 60Hz y se compone de dos VRPs en paralelo

(una para operación diaria y otra de respaldo), un by pass y válvulas para el control del flujo.

El caudal de este CAP proviene del tanque de almacenamiento de 3000 m3 mencionado en

la tabla 4-1, ubicado a 30msnm. Desde el tanque almacenamiento de 3000 m3 se extiende

una tubería de 24” de diámetro y 2 km de longitud aproximadamente hasta el CAP1 (Figura

4-4 y 4-5), por dicha tubería desciende el flujo hasta la VRP donde se han registrado datos

de gradiente de presión de entrada desde 0 hasta 49.61 mca y caudales de 0 a 558.84 L/s.

Se escogió este CAP dada la disponibilidad de información de caudales y presiones por

parte de la empresa Veolia Aguas de Montería E. S. P., adicionalmente según los

antecedentes estudiados, los valores de presión y caudal registrados en este punto indican

que existen condiciones de operación en las VRPs que permitirían aprovechar la energía

disipada.

Figura 4-4. Ubicación de Control Activo de Presión 1 de la PTAP Sierra Chiquita

Fuente: Veolia Aguas de Montería S.A E.S.P. (2020)

Capítulo 4 109

Figura 4-5. Esquema de conexión entre tanque de almacenamiento y Control Activo de

Presión 1 de la PTAP Sierra Chiquita

El esquema de la instalación de los elementos del CAP1 se muestra en la Figura 4-6 y 4-7.

Este Control recibe el recurso hidráulico a través de una tubería en concreto con cilindro de

acero, refuerzo de varilla y revestimientos en mortero de cemento (CCP), la tubería de

entrada al CAP posee un diámetro de 24” y se divide en tres tuberías de 12”, dos de las

bifurcaciones conectadas a las VRP y la restante tubería central a un by pass.

Las VRP instaladas en el CAP1 son dos válvulas marca Bermad serie 700 modelo 720 de

manufactura israelí de doble cámara y con diafragma (Ficha técnica en Anexo C), puestas

en operación en este CAP desde el año 2006. Las válvulas mantienen la presión aguas

abajo dentro de un rango programado, según el consumo de los usuarios en horas pico o

valle.

__30msnm

__18msnm

Qe de PTAP →

Tanque de

almacenamiento

3000m3

Red de distribución →

CAP1 con VRPs →



Figura 4-6: Esquema de Control Activo de Presión 1.


Capítulo 4 111

Figura 4-7: Esquema de válvula reguladora de presión.


4.3 PROCESAMIENTO DE LOS DATOS DEL PUNTO DE QUIEBRE DE PRESIÓN

Conocer el comportamiento del flujo en un día promedio de cada mes es posible luego de

procesar y analizar los datos de caudal y gradiente de presión existentes. El procesamiento

de datos permite tener un panorama de los valores a los que estará expuesta la máquina

hidráulica a utilizar. Los resultados de la actividad 3 de la Identificación del Punto de Quiebre

de Presión se utilizan en esta sección. El gradiente de presión es el valor potencialmente

aprovechable y por ende el valor de presión que se utilizará para escoger la máquina

hidráulica, debido a que garantizarán las presiones dinámicas necesarias aguas abajo del



punto. Cada uno de estos gradientes está asociado a varios caudales y pueden variar según

la oferta y la demanda del agua.

En esta sección se proponen las siguientes actividades para realizar el procesamiento de

los datos:

1. Retirar los gradientes de presión que resulten positivos, debido a que indican que no

existió disipación de la energía en ese paso de tiempo.

2. Retirar los valores de caudal de 0 L/s, estos valores hacen referencia a momentos

donde se presentó la suspensión del servicio.

3. Determinar los valores promedio, mínimo y máximo de caudal y gradiente de presión

en cada paso de tiempo de cada mes para determinar el comportamiento de un día

promedio de cada mes. Dada la cantidad de datos se recomienda usar R Studio.

Los pasos y actividades anteriormente enunciados se desarrollaron para el caso de

aplicación y se obtuvo la siguiente información:

4.3.1 Procesamiento de datos del CAP1

Veolia Aguas de Montería E. S. P. S.A proporcionó información de caudales y presiones de

un periodo de seis meses de 2019. Los datos corresponden a valores de caudales a la

entrada y presiones a la entrada y salida del CAP1, registrados cada 15 minutos desde las

00:00 horas del 1 de abril de 2019 hasta las 23:45 horas del 30 de septiembre de 2019

(Anexo A.), proporcionando un total de 17.232 datos. Entre estos datos se encontraban

valores de caudal igual a 0 m3/s asociados a suspensión del abastecimiento debido a

labores de mantenimiento o averías en la red, para contar con valores de operación con

flujo en la tubería se eliminaron dichos valores de 0 m3/s. Debido a que la energía

potencialmente aprovechable es el gradiente entre la presión a la entrada y la salida del

CAP1, entonces, fue el parámetro tenido en cuenta para el análisis de aprovechamiento.

Por cada día del mes se contó con un valor por intervalo de tiempo, lo que significa que se

cuenta para todo el mes en cada paso de tiempo con 30 0 31 datos. Por ello, para

determinar cómo sería un día promedio de cada mes, utilizando el software R Studio, se

agregaron los datos y, se identificó para cada intervalo de tiempo el valor máximo, mínimo

y promedio de caudal y gradiente de presión teniendo en cuenta todos los valores

presentados en esa hora los 30 o 31 días del mes. Con el procesamiento de dichos datos

Capítulo 4 113

se identificaron los rangos de cada parámetro en cada hora y se conoció su dinámica

durante el día. Los valores identificados se encuentran en el Anexo B.

A continuación, se presentan gráficas de los datos procesados donde se encontrará el

rango de valores entre el valor máximo y mínimo de cada variable y el promedio cada 15

minutos por cada mes:

Figura 4-8. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de abril

Fuente: Veolia Aguas de Montería E.S.P. S.A. Datos procesados

Figura 4-9 Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de abril


0

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250

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350

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450

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:00

Cau

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(L

/s)

Tiempo (hh:mm)

Caudal en mes de abril

Caudalmin

Caudalmax

Caudalpromedio

-10

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1:3

02

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3:0

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4:3

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6:0

06

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7:3

08

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9:0

09

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10

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:30

23

:15

H (

mca

)

Tiempo (hh:mm)

Gradiente de presión en mes de abril

Gradiente min

GradientemaxGradienteprom



Figura 4-10. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de mayo


Figura 4-11. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de mayo


0

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350

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550

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1:3

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4:3

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7:3

08

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09

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23

:15

Cau

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(L

/s)

Tiempo (hh:mm)

Caudal en mes de mayo

Caudal min

Caudal max

Caudal promedio

0

20

40

60

0:0

00

:45

1:3

02

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3:0

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6:0

06

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7:3

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09

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21

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23

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H (

mca

)

Tiempo (hh:mm)

Gradiente de presión en mes de mayo

Gradiente min

Gradiente max

Gradiente prom

Capítulo 4 115

Figura 4-12. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de junio


Figura 4-13. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de junio


0

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:00

Cau

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(L

/s)

Tiempo (hh:mm)

Caudal en mes de junio

Caudal min

Caudal max

Caudalpromedio

10

30

50

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0

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H (

mca

)

Tiempo (hh:mm)

Gradiente de presión mes de junio

Gradiente min

Gradiente max

Gradiente promedio



Figura 4-14. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de julio


Figura 4-15. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de julio


0

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300

350

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500

550

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:45

1:3

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4:3

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6:0

06

:45

7:3

08

:15

9:0

09

:45

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:30

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:15

Cau

dal

(L

/s)

Tiempo (hh:mm)

Caudal mes de julio

Caudal min

Caudal max

Caudal promedio

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0:0

0

0:4

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1:3

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2:1

5

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0

3:4

5

4:3

0

5:1

5

6:0

0

6:4

5

7:3

0

8:1

5

9:0

0

9:4

5

10

:30

11

:15

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:45

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:15

18

:00

18

:45

19

:30

20

:15

21

:00

21

:45

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:30

23

:15

H (

mca

)

Tiempo (hh:mm)

Gradiente de presión en mes de julio

Gradiente min

Gradiente max

Gradiente prom

Capítulo 4 117

Figura 4-16. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de agosto


Figura 4-17. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de agosto


0

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200

250

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550

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2:1

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:15

Cau

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(L

/s)

Tiempo (hh:mm)

Caudal mes de agosto

Caudal minCaudal maxCaudal promedio

-10

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0:4

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1:3

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2:1

5

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3:4

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5

6:0

0

6:4

5

7:3

0

8:1

5

9:0

0

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5

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23

:15

H (

mca

)

Tiempo (hh:mm)

Gradiente de presión en mes de agosto

Gradiente min

Gradiente max

Gradiente promedio



Figura 4-18. Gráfica de caudales registrados en CAP1 en el mes de septiembre


Figura 4-19. Gráfica de gradientes registrados en CAP1 en el mes de septiembre


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:15

Cau

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(L

/s)

Tiempo (hh:mm)

Caudal mes de septiembre

Caudal min

10

30

50

0:0

00

:45

1:3

02

:15

3:0

03

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06

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09

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21

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22

:30

23

:15

H (

mca

)

Tiempo (hh:mm)

Gradiente de presión en mes de septiembre

Gradiente min

Gradiente max

Gradiente promedio

Capítulo 4 119

5 SELECCIÓN DE LA MÁQUINA HIDRÁULICA

En redes de distribución de agua potable, la presión y el caudal de operación de la máquina

hidráulica para generar energía están dadas por las presiones y caudales existentes en el

punto de quiebre de presión. Las condiciones hidráulicas con las que operará la máquina

son las condiciones en las que opera el punto de quiebre de presión, descritas

anteriormente.

En esta sección se expondrán los pasos para la selección de la turbina cuando se dé el

caso en que el punto de regulación de presión se encuentre a una altura que garantice la

distribución por gravedad.

5.1 SELECCIÓN DE TURBINA HIDRÁULICA

A continuación, se plantean los pasos para obtener los valores y criterios con los que

operará la máquina y, así, realizar su preselección:

1. Realizar una revisión de los tipos de turbina utilizados en los antecedentes estudiados

e identificar cuales no podrían ser instaladas en el punto de quiebre de presión.

2. Realizar el cálculo de la potencia hidráulica (P) para cada mes y determinar los

caudales y gradientes de presión asociados a dichas potencias. Consignar los valores

de potencia junto a los valores de caudal y gradiente de presión que la producen.

3. Identificar el tipo de turbina adecuada para el punto de quiebre utilizando gráficos de

altura vs caudal, teniendo en cuenta los valores asociados a la potencia anteriormente

calculada.

4. Determinar el gradiente de presión que utilizará la turbina dentro del rango de valores

asociados a la potencia a generar.



5. Determinar el porcentaje de tiempo o probabilidad de excedencia de los caudales

presentes en el punto de quiebre de presión para identificar el caudal con mayor

probabilidad de ocurrencia asociado al gradiente de presión determinado en el paso

anterior. Por ello, se construye la curva de duración de caudal (CDC) de los datos con

que se cuenta.

6. Determinar la velocidad de rotación (N) de la turbina hidráulica teniendo en cuenta los

valores de H, Q y P previamente identificados y los valores de velocidad específica (Ns)

comunes para el tipo de turbina seleccionada.

7. Con los datos de Q, H, P y N se consulta a un proveedor de turbinas hidráulicas y se

realiza la selección final de la máquina.

5.1.1 Selección de la turbina para el CAP1

5.1.1.1 Máquinas utilizadas en casos de estudio

Debido a que el flujo en las redes de distribución de agua potable es variable, las opciones

de máquina están condicionadas a los tipos de turbinas que puedan trabajar con rangos

similares a los presentados en la red y adaptarse a ciertas variaciones. En esta sección se

muestran tipos de turbina utilizados en los antecedentes estudiados y la razón por la cual

no podrían ser instaladas en este punto de quiebre de presión existente en Montería. Entre

dichas máquinas pueden encontrarse turbinas de acción como las Pelton y de Flujo cruzado

y turbinas de reacción como las Francis.

5.1.1.1.1 Turbinas de acción

Si se va a realizar aprovechamiento hidroeléctrico en una Red de Distribución de Agua

Potable (RDAP) el primer aspecto a tener en cuenta es que se deben mantener las

presiones aguas abajo para garantizar el abastecimiento de la población, por ello, si se va

a instalar una turbina Pelton o de Flujo cruzado se debe hacer en un punto donde el agua,

al volver a la tubería, pueda tener la presión necesaria para llegar a los usuarios. Por

ejemplo, en un punto con altura geodésica que garantice dichas presiones.

Las turbinas Pelton y de Flujo Cruzado trabajan con el rotor a presión atmosférica, tal como

fue enunciado en el Capítulo 1 en la sección de Turbinas Hidráulicas. Desde un punto de

Capítulo 5 121

ubicación cercano a los consumidores la transformación de energía a presión atmosférica

puede ocasionar que la presión del fluido, al pasar por el rotor y volver a la tubería de

distribución, no sea suficiente para llegar a los puntos de consumo. Debido a lo anterior, y

a que el CAP1 se encuentra cercano a los consumidores, no se puede instalar una turbina

hidráulica que transforme la energía con su rotor estando a presión atmosférica.

Estos tipos de turbinas fueron utilizados en algunos casos de estudio porque no requieren

valores elevados de altura y caudal y, adicionalmente, fueron instaladas en puntos previos

a tanques de quiebre de presión con altura geodésica suficiente para garantizar la

distribución del agua por gravedad.

5.1.1.1.2 Turbinas de reacción

El aprovechamiento hidroeléctrico con turbinas como las Francis, donde el rotor no se

encuentra a presión atmosférica, en muchos casos garantiza la presión aguas abajo de la

salida de la turbina. Turbinas Francis fueron instaladas en tres de los antecedentes

nacionales estudiados, específicamente en la RDAP de la ciudad de Bogotá. Las turbinas

Francis, como se expuso en el Capítulo 1: Aspectos Teóricos en la sección de Turbinas

Hidráulicas, no trabajan con pares de datos donde tanto los caudales como los saltos son

bajos, hecho que se presenta en el CAP1 de Montería. Adicionalmente, estas máquinas no

se adaptan fácilmente a variaciones de caudal y altura. Su difícil adaptación a variaciones

y su operación con valores más elevados a los presentados en el CAP1 hacen inviable

técnicamente la instalación de una turbina Francis en este punto de quiebre de presión.

Las turbinas Francis instaladas en la red de Bogotá, al igual que las turbinas de acción

usadas en otros casos de estudio, fueron instaladas antes de tanques de quiebre de

presión. Esto indica que la utilización de turbinas en RDAP es recomendable en puntos

previos a tanques de quiebre de presión.

5.1.2 Potencia hidráulica

En esta sección se realizará el análisis de las potencias hidráulicas que se podrían generar

con los valores de caudal y gradiente de presión existentes en el punto de quiebre de

presión. Utilizando la Ecuación 1-1 del Capítulo 1, se calcula la potencia hidráulica que se

podría obtener con los datos de caudal y gradiente de presión existentes. Con la

identificación de los valores máximos, mínimos y promedios de caudal y presión, se realizó



el cálculo de la potencia hidráulica con intervalos de 15 minutos para un día promedio de

cada mes y así tener el escenario de las potencias hidráulicas existentes. Dichos resultados

se encuentran expuestos en el Anexo B.

𝑃 = 𝜌𝑔𝑄𝐻 (1-1)

Donde:

P → Potencia generada por la turbina (W)

ρ → Densidad del fluido (kg/m3)

Q → Caudal disponible (m3/s)

H → Altura neta disponible (m)

Los valores de potencia cada 15 minutos de un día promedio para cada mes, obtenidos con

el cálculo anterior, fueron graficados (ver Figura 5-1 a la 5-6) y se identificó que las

potencias promedio en cierta hora de la mañana aumentan con una pendiente pronunciada

y a otra hora del día disminuyen con una pendiente similar, resultando, entre estas dos

pendientes un rango de valores de potencia que se mantiene con mayor estabilidad a lo

largo del día. Dichos rangos se consideran como los valores promedio de potencia a

producir. Los valores mencionados son expuestos en la Tabla 5-1 junto con los rangos de

caudal y presión con los que se producen y el intervalo de tiempo del día en que podrían

ocurrir.

Figura 5-1. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - abril

Fuente: Veolia Aguas de Montería E.S.P. S.A., 2019. Datos procesados

00

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:00

Po

ten

cia

(kW

)

Tiempo (hh:mm)

Potencia mes de abril

Min

Max

Prom

Capítulo 5 123

Figura 5-2. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - mayo


Figura 5-3. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - junio


00

50

100

150

200

250

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:00

Po

ten

cia

(kW

)

Tiempo (hh:mm)

Potencia mes de mayo

Min

Max

Prom

00

50

100

150

200

250

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:00

Po

ten

cia

(kW

)

Tiempo (hh:mm)

Potencia mes de junio

Min

Max

Prom



Figura 5-4. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - julio


Figura 5-5. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - agosto


-01

49

99

149

199

249

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:00

Po

ten

cia

(kW

)

Tiempo (hh:mm)

Potencia mes de julio

Min

Max

Prom

-01

49

99

149

199

249

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:00

Po

ten

cia

(kW

)

Tiempo (hh:mm)

Potencia mes de agosto

Min

Max

Prom

Capítulo 5 125

Figura 5-6. Gráfica de potencias calculadas con valores registrados en CAP1 - septiembre


Tabla 5-1: Intervalos de tiempo, potencia, caudal y gradiente de presión identificados.

Mes

Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre

Intervalo de

potencia

promedio (kW)

71.4 –

104.6

70.7 -

114.3

71.6 –

110.9

42.7 –

66.1

71.7 –

112.6

71.2 –

109.7

Intervalo de

caudal (L/s)

188.5 –

383.1

175.5 –

387.4

179.2 –

392.2

200.9 –

373.7

182.6 –

388.4

178.8 –

389.7

Gradiente de

presión

27.3 –

39.3

28.8 –

41.3

28.4 –

40.7

14.7 –

27.0

28.9 –

40.0 28.2 – 40.6

Intervalo de

tiempo

5:15 am –

8:00 pm

4:45 am –

10:30 pm

5:15 am –

10:30 pm

4:45 am -

10:45 pm

5:15 am –

11:00 pm

5:15 am –

10:45 pm

De la tabla anterior se deduce que la energía se podrá transformar todos los meses, a

excepción del mes de julio, con potencias aproximadamente desde 70.7 hasta 114.6 kW, a

partir de las 5:15 de la mañana hasta las 8:00 de la noche. Asociadas a dichas potencias

se encontraron caudales promedio desde 175.5 hasta 392.2 L/s y gradientes de presión

promedio desde 27.3 hasta 41.3 m.

-01

49

99

149

199

249

0:00 4:48 9:36 14:24 19:12 0:00

Po

ten

cia

(kW

)

Tiempo (hh:mm)

Potencia mes de septiembre

Min

Max

Prom



Dicho valor de potencia promedio mínima y los rangos de valores de caudales y alturas se

ubicaron con líneas amarillas en un gráfico de H vs Q como se muestra en la Figura 5-7

(aproximando las líneas a los valores existentes de los ejes X y Y de la Figura 1-41). Se

encontró que la intersección de los trazos amarillos coincide con rangos de operación de

turbinas tipo Pelton, Flujo cruzado y un pequeño rango en las turbinas tipo Kaplan.

Revisando los valores reales de caudal y presión del CAP1 consignados en el Anexo A, se

encontró que flujos como los del CAP1, con presiones de 0 hasta 49.61 mca y caudales de

0 a 558.84 L/s, pueden ser operados en su totalidad por turbinas de Flujo Cruzado, caso

que no se da para las turbinas tipo Pelton con la cual se deberían desviar flujos con

presiones y caudales bajos y altos. Una turbina de Flujo cruzado operaría con menos

restricciones. Si se escoge una turbina tipo Pelton se desaprovecharía energía hidráulica

disponible y la regulación de caudales y presión debería ser mucho más estricta, lo que

indica mayores costos económicos. Por lo anterior el tipo de turbina que podría ser

instalada, en un punto de quiebre de presión con las características de flujo del CAP1, es

una turbina de Flujo Cruzado; teniendo en cuenta el escenario menos favorable esta turbina

se encontraría operando para producir en promedio 70.7kW de potencia (valor promedio

mínimo de potencia encontrado en la Tabla 5-1). Es necesario recordar que estos pasos

son para ejemplificar la selección, como se dijo anteriormente, esta turbina sólo puede ser

instalada en un punto de quiebre de presión con altura geodésica suficiente para la

distribución por gravedad.

Figura 5-7: Ubicación de turbina seleccionada en diagrama Altura vs Caudal

Fuente: Morales, Sergio, Corredor, Laura, Paba, Julio, & Pacheco, Leonardo. (2014).

Capítulo 5 127

5.1.3 Gradiente de presión

El gradiente de presión es el que condiciona la operación de la turbina hidráulica. En el

punto de quiebre de presión, independiente de la hora del día, un valor de caudal puede

estar asociado a más de un valor de gradiente de presión como se muestra en la Figura 5-

8, esta figura muestra la relación entre valores reales de caudal y gradiente de presión del

punto analizado en esta aplicación.

Relacionando los 17.232 valores reales de caudal (Q) y gradiente de presión (H) se tiene la

Figura 5-8 (H vs Q de valores del CAP1) de la cual se puede deducir que entre mayor caudal

la dispersión de dichos valores es mayor, lo que indica mayor inestabilidad, sobre todo en

rangos de caudal aproximadamente entre 200 y 350 L/s.

Se realizó la división del rango de alturas y caudales promedio para las potencias

identificadas, de estos rangos se identificó que el valor de gradiente de presión que se

puede encontrar asociado al mayor número de caudales posibles es el valor promedio entre

el valor máximo y el valor mínimo, es decir, entre 27.3 y 41.3m. Valor que corresponde a

34.3 m, esta sería la altura que condicione el aprovechamiento.

Figura 5-8. Valores de gradiente de presión y caudal registrados en el CAP1.

Fuente: Veolia Aguas de Montería E.S.P. S.A., 2019.

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 100 200 300 400 500

Gra

die

nte

de

pre

sió

n (

mca

)

Caudal (L/s)

Gradientes de presión vs CaudalValores CAP1

H vs Q H prom máx H promedio H prom mín Q prom máx Q prom mín



5.1.4 Curva de Duración de Caudales

Las curvas de duración de caudal (CDC) permiten determinar el porcentaje del tiempo total

en el que un valor de caudal se presentara a lo largo de un periodo analizado. Dado que

los datos de esta aplicación no se pueden considerar una serie histórica, entonces, no se

puede deducir cuál sería el porcentaje de tiempo en un periodo típico si no el porcentaje

sólo en estos seis meses de análisis.

El desarrolló del paso número cinco se realizará en esta sección, para ello se ordenaron de

mayor a menor los 17.232 valores de caudal de los seis meses proporcionados, se designó

un numero de orden (m) para cada valor desde 1 hasta 17.232, correspondiendo este último

al número de datos (n). Se halló la probabilidad de excedencia utilizando la distribución

Weibull con la siguiente ecuación:

𝑃𝑟 =𝑚

𝑛+1 (4-1)

Donde:

Pr→Probabilidad de excedencia o porcentaje de tiempo donde Q<q

Con las probabilidades obtenidas asociadas a los valores de caudal se construyó la

siguiente curva:

Figura 5-9. Curva de Duración de Caudales (CDC) del CAP1


0

100

200

300

400

500

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Cau

dal

(L

/s)

% tiempo P(Q<q)

CDC de CAP1Valores de 01/04/2019 a 31/09/2019 cad 15 minutos.

Capítulo 5 129

Dado que es importante tener aprovechamiento hidroeléctrico el mayor porcentaje de

tiempo, y ocurre que a menor valor de caudal mayor es la probabilidad de ocurrencia,

entonces, de los datos reales se identificó el menor caudal asociado al gradiente de 34.3 m

y ese valor de caudal equivale a 232.22 L/s. Con este par de datos aplicando la ecuación

1-1 se obtiene una potencia hidráulica de 78.13kW que se encuentra dentro del rango de

potencias identificadas, pero debemos recordar que los generadores eléctricos operan con

números enteros, por ello posteriormente este valor puede ser modificado según las

exigencias del generador eléctrico. Con la CDC se tiene que la probabilidad de ocurrencia

de este valor es de 59.3%.

Las variaciones de caudal y altura hacen necesaria la instalación de un sistema de control

que consiste en válvulas de cierre electromecánicas y caudalímetros con controles para

abrir y cerrar las válvulas y, así, direccionar el flujo mayor a 232.2 L/s con presiones

mayores a 34.3m hacia la VRP de respaldo, las necesidades y restricciones de este sistema

se especificarán luego de la selección de la máquina.

5.1.5 Velocidad de rotación

La velocidad de rotación de la turbina indica cuantas revoluciones dará el eje de la máquina

por minuto, lo cual está asociado al diámetro del rotor. En esta sección se desarrollará el

paso seis mencionado al inicio de este capítulo. Con el valor de potencia a generar obtenido

del apartado anterior igual a 78.13 kW (equivalentes a 104.77 CV) y 34.3 m de presión neta,

se puede calcular la magnitud de la velocidad de rotación en relación con la velocidad

específica, utilizando la siguiente expresión (OLADE, 1983):

𝑁 = 𝑁𝑠𝐻

1.25

𝑃0.5 (4-2)

Ns → Velocidad específica

N → Velocidad rotacional (rpm)

P → Potencia al freno de la turbina (CV)

H → Altura neta (m)

𝑁 = 8.11𝑁𝑠

La velocidad rotacional de la máquina a seleccionar debe ser 8.11 veces la velocidad

específica de la turbina. Teniendo en cuenta que el tipo de turbina que se adapta a las

condiciones de flujo es una turbina de Flujo Cruzado (Michel-Banki) y su velocidad



específica se encuentra entre 60 y 200 revoluciones (OLADE, 1983) se tiene como

resultado una máquina hidráulica con velocidad de rotación entre 486.6 y 1622 rpm.

De este modo, teniendo en cuenta la potencia hidráulica se obtuvieron los anteriores valores

que permiten pre-seleccionar una turbina de Flujo Cruzado con potencia media a generar

de 78.13 kW, 34.3 m de caída neta y velocidad de rotación entre 486.6 y 1622 rpm datos

que pueden ser usados para consultar proveedores y solicitar información característica de

máquinas disponibles en el mercado.

5.2 SELECCIÓN DE BOMBA FUNCIONANDO COMO TURBINA (PAT)

En esta sección se seleccionará la bomba funcionando como turbina (PAT) utilizando

algunos datos identificados en la sección anterior. La parte fundamental de esta selección

es la utilización del método de Sharma-Williams para determinar el Punto de Mejor

Eficiencia (Best Efficency Point - BEP por sus siglas en ingles) de la máquina en modo

turbina, dicho método es aplicado dos veces, en un primer momento sin las modificaciones

propuestas por Williams (1995) y luego con todas las variables. Para su aplicación se

requiere desarrollar las siguientes actividades:

1. Definir objetivo de aprovechamiento hidroeléctrico (P) que se busca cumplir en la

instalación.

2. Con los valores promedio de caudal (QT) y gradiente de presión (HT) identificados

que corresponden a los valores disponibles para la máquina en modo turbina; aplicar

el método de Sharma (1985) para determinar los posibles valores del BEPB1 de la

bomba a seleccionar.

3. Calcular la velocidad de sincronismo y la velocidad de rotación de régimen (wT) que

corresponde a la velocidad con la que debe operar la bomba en modo turbina para

ser sincronizada con el generador.

4. Plantear la distribución y el tipo de máquinas a instalar teniendo en cuenta la teoría

expuesta, el objetivo de aprovechamiento hidroeléctrico y los elementos de

regulación a utilizar.

5. Con los valores de QB, HB, P y las condiciones de la actividad 4 y 3, consultar

proveedores de máquinas hidráulicas y solicitar las curvas características de las

bombas que puedan trabajar con los BEP determinados.

6. Con los BEP y la velocidad de rotación en modo bomba de las máquinas

proporcionados por el proveedor, aplicar el método de Sharma-William y obtener los

valores de caudal y altura requeridos por cada bomba para trabajar en el punto de

mejor eficiencia como turbina (BEPT).

7. Teniendo en cuenta los BEPT obtenidos en el paso anterior, seleccionar la bomba

que podría trabajar con los valores de caudal y presión del punto de quiebre de

presión.

132 Guía de aprovechamiento hidroeléctrico de la energía disipada en válvulas reguladoras de

presión en la red de distribución de agua potable en Montería, Córdoba

5.2.1 Selección de la bomba funcionando como turbina para el CAP1

A continuación, se presentará el desarrollo de los pasos expuestos anteriormente teniendo

en cuenta aspectos teóricos de las bombas funcionando como turbinas [PAT] y mostrando

los detalles del proceso de selección.

5.2.1.1 Objetivo de aprovechamiento hidroeléctrico

Está asociado al valor que requiere la bomba para operar, es decir, la potencia para activar

el motor y generar la impulsión del líquido en modo bomba. El objetivo de aprovechamiento

hidroeléctrico corresponde a la potencia a generar en modo turbina con las condiciones de

flujo existentes, condicionada por el rendimiento del conjunto PAT-Generador. Dicho valor

indica la potencia que la PAT seleccionada y su motor como generador asincrónico podrían

producir, suele ser un valor menor a la potencia hidráulica dado que en estos sistemas la

eficiencia no suele ser del 100%.

En esta aplicación el objetivo de aprovechamiento eléctrico estaría en un rango entre 60.1

kW y 96.9 kW. Lo anterior utilizando la ecuación 1-2, teniendo en cuenta la potencia

hidráulica entre 70.7 Kw y 114Kw (Tabla 5-1) y suponiendo una eficiencia de 85%. El valor

o rango de valores de aprovechamiento hidroeléctrico se preselecciona porque debe ser

proporcionado al proveedor para la selección de la máquina y el motor.

La cantidad de energía a generar también está ligada a la capacidad del motor funcionando

como generador asincrónico o del generador asincrónico que se seleccione. El

acoplamiento del generador eléctrico a la máquina puede ser directo o indirecto utilizando

correas y es la velocidad de sincronismo entre el generador y la máquina hidráulica la que

determina la velocidad a la que debe girar la bomba para operar como turbina.

Suponiendo que se utilizará un generador con 2 pares de polos y teniendo en cuenta que

las conexiones eléctricas del CAP1 operan con frecuencia de 60Hz, se obtiene una

velocidad de sincronismo de 1800rpm, lo que indica que la velocidad de rotación de la

bomba debe ser menor a 1800 rpm si se desea utilizar como turbina. Dicha velocidad fue

calculada con la siguiente ecuación:

𝑁𝑠 =60∗𝐹

𝑃

Capítulo 5 133

Dónde

𝑁𝑠→ Velocidad de sincronismo requerida

F→ Frecuencia de la red eléctrica en Hz

P → Número de pares de polos del generador a utilizar

5.2.1.2 Pre-selección del punto óptimo de eficiencia (BEP) de la bomba hidráulica.

El objetivo principal de esta pre-selección del punto de mejor eficiencia (BEPB1) es obtener

curvas características de bombas hidráulicas para ser analizadas. Debido a que no se

cuenta con la curva característica de ninguna bomba hidráulica el primer paso para la

selección de la máquina es consultar proveedores a los que en un futuro se les pueda

solicitar la máquina a instalar.

Teniendo en cuenta los criterios expuestos en la Tabla 1-6 y ubicando el rango de potencia

promedio del objetivo de aprovechamiento hidroeléctrico en la Figura 1-43, se tiene que la

distribución recomendada es la de bombas centrifugas en paralelo o una bomba de doble

succión, también llamada en el mercado como bombas de carcasa partida. Las bombas de

doble succión pueden estar relacionadas a una serie de problemas en su operación como

turbina, ya que su diseño se hace para valores específicos y condiciones específicas en

modo bomba (González, J., Fernández Oro, J. M., Argüelles-Díaz, K. M., & Santolaria, C.

2009). Debido a que la instalación de bombas en paralelo ha demostrado un aumento de la

eficiencia en el sistema (Carravetta, A., Derakhshan Houreh, S., & Ramos, H. M. 2018) se

elige realizar la instalación con bombas centrífugas en paralelo. Los valores de la Tabla 5-

1 hacen referencia a valores promedio, es decir, pueden existir picos de generación por

fuera de dichos valores y la distribución de bombas en paralelo también permitirá

aprovechar dichos picos de generación.

El BEP de una bomba como turbina se calcula para identificar los valores con los que

trabajaría la máquina en mejores condiciones; en este caso ya conocemos los valores que

circulan por el CAP1 y debemos identificar una máquina que pueda operar como turbina

con dichos valores.

Para seleccionar la bomba funcionando como turbina [PAT] se aplicará el método de

Sharma (1985) enunciado en la sección 1.2.3.2 del capítulo Aspectos Teóricos que permite

determinar el BEP en modo bomba teniendo en cuenta los valores existentes a turbinar.

Para ello se necesita el valor de caudal a turbinar (QT) y el valor del gradiente de presión

(HT). Debido a que los valores de gradiente de presión son los que determinan la operación



de la PAT, entonces, la preselección del BEP de la bomba se condiciona y realiza con los

gradientes de presión promedios identificados en la Tabla 5.1 que van desde los 27.3 hasta

41.3 m. El valor de caudal que determinará la pre-seleccion sería el valor máximo promedio

que equivale a 392.2 L/s. Se escoge este valor de caudal porque es el límite superior de

caudal a aprovechar sin el riesgo de utilizar los valores extremos con muy baja probabilidad

de ocurrencia, si bien este valor tiene baja probabilidad de ocurrencia la instalación al ser

de dos o más bombas en paralelo no se limitará sólo a ese valor, también podría aprovechar

caudales menores que ocurren entre el rango de gradiente de presión identificado. Cabe

resaltar que al ser esta una pre-selección los rangos de valores pueden ser amplios ya que

se busca sólo contar con curvas características para analizar.

El proveedor debe estar al tanto que en el CAP1 a mayor caudal se presenta menor

gradiente de presión, lo anterior para que proporcione curvas que se adapten a varios de

los escenarios que se presentan en la realidad.

Aplicando el método de Sharma (1985) sin las modificaciones de Williams (1995) y

suponiendo un rendimiento de la bomba de 85% se obtuvieron los siguientes resultados:

Tabla 5-2: Valores promedios existentes para turbinar (HT y QT) y valores de altura (HB) y

caudal (QB) del BEP

HT (m)

HB (m)

KH=1

nB1.2

QT

(L/s) KQ=

1

nB0.8

QB

(L/s)

27.3 22.46 1.21534 392.2 1.138846 344.4 41.3 33.98

El BEP de la bomba a utilizar debe tener altura entre o alrededor de los 22.46 y 34m. Caudal

menor a 344.4 L/s, según el número de bombas en paralelo que se planteen.

5.1.3 Selección del BEP de la PAT

Con los valores de caudal, gradiente de presión y potencia se consulta a un proveedor de

bombas hidráulicas, haciendo la claridad que los anteriores son rangos y pueden ser

bombas cuyo BEP se encuentre alrededor de los puntos identificados y no deben

encontrarse con exactitud en dichos valores. Esto último para poder analizar todas las

posibilidades con las que cuenta el proveedor y escoger la más acorde a las condiciones

de flujo.

Capítulo 5 135

Novatec Fluid System S.A. respondió la consulta efectuada para identificar las bombas

centrífugas que pudiesen trabajar con valores cercanos a los identificados, dichas bombas

operan con velocidad de rotación de 1750 rpm. Las curvas características proporcionadas

son las siguientes:

Figura 5-1. Curva característica de bomba B1_3-34

Fuente: Novatec Fluid System S.A. (2020)

Figura 5-2. Curva característica de bomba B2_1B-15




Figura 5-3. Curva característica de bomba B3_1B-20


Con los valores de los BEPs de las curvas características proporcionadas se aplica

nuevamente el método de Sharma (1985) pero esta vez incluyendo las modificaciones de

Williams (1995). Para aplicar el método con las modificaciones de Williams (1995) es

necesario determinar la velocidad para operar la bomba en modo turbina, valor que

corresponde a la velocidad de sincronismo calculada teniendo en cuenta que en sentido

inverso el desplazamiento (s) es negativo. El desplazamiento es obtenido con la siguiente

ecuación:

𝑠 = 𝑁𝑠 − 𝑁

𝑁𝑠

N → Velocidad de rotación de la bomba a utilizar

𝑁𝑠→ Velocidad de sincronismo requerida

s → Desplazamiento del conjunto motor bomba o generador turbina

Suponiendo que se utilizará un generador con 2 pares de polos conectado a una frecuencia

de 60Hz resulta una velocidad de sincronismo de 1800 rpm y teniendo en cuenta que la

velocidad de rotación de las bombas es 1750 rpm, resulta un desplazamiento de 0.027,

desplazamiento que en modo inverso corresponde a -0.027. Finalmente, se calcula la

velocidad requerida para operar como turbina con la siguiente ecuación:

Capítulo 5 137

𝑁𝑡 = −𝑠 ∗ 𝑁𝑠 − 𝑁𝑠

𝑁𝑡→ Velocidad de rotación de régimen requerida para operar como turbina

Se obtiene una velocidad de rotación de régimen para el modo turbina de -1850 rpm, valor

utilizado en el nuevo cálculo de los BEPs. Los resultados obtenidos para los BEPs en modo

turbina se encuentran en la siguiente tabla:

Tabla 5-3. Valores de operación de la bomba en modo turbina según el BEP.

BEP modo bomba Wt

(rpm) KH KQ

BEP modo turbina

Q (L/s) H (m) R (%) Wb

(rpm) Q (L/s) H (m)

B1_3-34 309 30 85 1750 -1850 1.3582029 1.2727181 393.27 40.75

B2_1B-15 77.1 13.5 75.8 1750 -1850 1.5583475 1.39486441 107.54 21.04

B3_1B-20 83.8 18 80.7 1750 -1850 1.4455034 1.32668718 111.18 26.02

Luego de comparar los resultados de cada BEP en modo turbina con los datos de la Figura

5-8, se descarta la bomba B1_3-34 porque, además de no existir condiciones de flujo para

instalar dos en paralelo, los valores de 393.27 L/s no se presentan con gradientes de

presión de 40.75 m.

También se descarta la bomba B2_1B-15 porque se encontró que valores de gradiente de

presión cercanos a 21.04 m no se presentan en el CAP1, mientras que la altura requerida

por la bomba B3_1B-20 se presenta con caudales que pueden ser manejados por dos o

más bombas en paralelo. En conclusión, la bomba B3 permitiría aprovechar los pares de Q

y H presentados en el CAP1 y con una instalación en paralelo los picos en el flujo también

podrían ser aprovechados.

Si ninguna de las bombas proporcionadas se adapta a las condiciones de flujo se debe

consultar a otro proveedor. Por otro lado, si más de una bomba se adapta a las condiciones

de flujo se debe tener en cuenta el criterio económico y de espacio disponible para

seleccionar una de las máquinas.



5.3 CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LAS PATS Y DISTRIBUCIÓN DE ELEMENTOS DE CONTROL PARA LA HIDROGENERACIÓN

Luego de la selección de las máquinas se plantea la ubicación de las mismas según el

espacio disponible en el sitio y los elementos existentes. En esta sección se propone el

esquema de la instalación y los elementos de control del flujo necesario para la operación

de las máquinas, así como los rangos de admisión de caudal según las máquinas

seleccionadas. Para lo anterior se deben llevar a cabo los siguientes pasos:

1. Plantear la alternativa de instalación de las PATs.

2. Identificar las válvulas con que cuenta la instalación que podrían ser utilizadas.

3. Identificar las válvulas y elementos de medición adicionales para la operación de las

PATs.

4. Determinar los rangos de caudal y altura a admitir para la operación de las PATs.

5.3.1 Condiciones de operación de las PATs y distribución de elementos de control para la hidrogeneración en el CAP1

En el CAP1, aguas arriba de la VRP analizada existe una válvula tipo compuerta de sello

elástico, una válvula mariposa tipo waffer y una junta de montaje ligada a dos niples brida-

liso de 12” y 0.35 m de longitud. La válvula de compuerta y la válvula mariposa serán

utilizadas en las modificaciones de la instalación. El equipo de medición de los datos

proporcionados se encuentra justo en la entrada de la VRP activa del CAP1, lo que indica

que dichos valores con los que hemos trabajado incluyen las pérdidas por fricción y pérdidas

menores de la instalación.

La alternativa de instalación comprende la utilización de cuatro (4) PATs en paralelo, la

válvula de compuerta existente se utilizará para permitir o restringir el paso hacia el sistema

de hidrogeneración. Cada tubería de entrada a cada PAT debe contar con una válvula

mariposa; a la entrada y salida de la PAT se debe instalar válvulas antirretorno. No en todo

momento podrán operar las 4 máquinas, el paso del flujo será regulado según la magnitud

del caudal existente. Cuando exista flujo aproximado a 222.35 L/s se operarán dos bombas,

de 333.54 tres bombas y 444.71 L/s para operar las cuatro bombas. Los pares de caudal y

altura fuera de estos rangos serán direccionados hacia la VRP de respaldo o al bypass. Lo

Capítulo 5 139

anterior se programará en un sistema de control de flujo compuesto por una configuración

de válvulas de cierre electroactuadas manejadas según los datos registrados en

caudalímetros y manómetros, el sistema permitirá el direccionamiento sólo de caudales

acompañados de gradientes de presión cercanos a los manejados por las bombas.

En la nueva instalación debe ubicarse un manómetro digital instalado en la válvula

compuerta de sello elástico existente, ubicada para restringir o permitir el paso hacia las

PATs. Un segundo manómetro debe ser instalado a la salida del CAP1 para conocer la

diferencia de las mediciones entre la salida y la entrada del CAP, ya que este valor

determinará si el gradiente de presión a aprovechar existe para así, según esto, permitir o

restringir el paso hacia las PATs. La VRP activa será reubicada en la conexión hidráulica

que recibe el flujo de las cuatro PATs para que regule la presión aguas abajo en caso de

no cumplir con los valores requeridos por la población a abastecer.

El valor de altura máximo a admitir por el sistema de hidrogeneración depende de la

variación máxima de cabeza transitoria relativa permitida (DH/Ho). La cabeza transitoria

(DH) corresponde a la diferencia de cabeza entre un paso de tiempo y el anterior, Ho hace

referencia a la cabeza de diseño de la bomba. Para cabezas de diseño menores a 20 m la

relación DH/Ho es de 0.5 (Carravetta, A., Derakhshan Houreh, S., & Ramos, H. M. 2018).

Suponiendo variación máxima de 0.5, la cabeza transitoria DH será igual a 9m. Al valor

máximo de gradiente de presión a admitir por la primera PAT (26.02m) se le suma la cabeza

transitoria y se determina que la cabeza máxima a admitir será de 35.02 m. Esto para

garantizar que las variaciones de flujo dentro de las tuberías y de las PATs no presenten

rupturas o aumento en las subpresiones atmosféricas provocando cavitación.

La bibliografía consultada recomienda operar cada PAT con los valores hacia el lado

izquierdo del BEP, es decir, para este caso valores mayores a la altura del BEP en modo

turbina y valores de caudal menores a los 111,18 L/s por cada bomba. Teniendo en cuenta

lo anterior se configura el sistema de regulación para admitir presiones de 26.02 a 35.02 m

y caudales de 111,18 L/s (operando una sola PAT) hasta 444.71 L/s (operando las cuatro

PATs). Las pérdidas ocasionadas por la bomba y su funcionamiento inverso están incluidas

en el método de Sharma-Williams.

Realizando una revisión de los datos proporcionados por Veolia Aguas de Montería E.S.P.

S.A., sin incluir el mes de julio donde no se podría realizar aprovechamiento hidroeléctrico,

se tiene que las máquinas podrían haber funcionado un 49% del tiempo analizado.



Como parte de la propuesta de instalación, se recomienda agregar el esquema de los

elementos para evitar confusiones al momento de instalar las máquinas. Para el CAP1,

teniendo en cuenta los planos proporcionados por Veolia Aguas de Montería ESP S.A y

creados por TECVAL S.A., se realizaron modificaciones y se propone el siguiente esquema:

Figura 6-4: Esquema propuesta para instalación de PATs

Fuente: TECVAL S.A. (2006). Modificado.

Capítulo 5 141

ITEM No.

DESCRIPCION

CANT.

1

Cabezal distribuidor de entrada de 24" con 6 conexiones de 12" ANSI 125#, conexión inferior de 2" para drenaje y superior de 3"x125# para ventosa. Todo en acero protegido con pintura epóxica horneable interna y externamente.

1

1A Válvula de compuerta 2" ANSI 125# sello elástico. Para drenaje cabezal de entrada.

5

2

Cabezal distribuidor de salida de 12" con 4 conexiones de 6" ANSI 125#, conexión inferior de 2" para drenaje y superior de 3"x125# para ventosa. Todo en acero protegido con pintura epóxica horneable interna y externamente.

1

2A

Cabezal distribuidor de salida de 24" con tres conexiones de 12" ANSI 125#, conexión inferior de 2" para drenaje y superior de 3"x125# para ventosa. Todo en acero protegido con pintura epóxica horneable interna y externamente

1

3 Válvula reguladora 12" en línea (Suministrada por Veolia) 2

4 Válvula mariposa 12" Tipo Wafer sello elástico, para conexión entre bridas ANSI 125#.

6

5 Filtro cilindrico de 12", en lámina perforada de acero inoxidable. 3

6 Junta de montaje 12" tipo dresser en acero protegida con pintura epóxica 3

6A Niple brida-liso 12" ANSI 125# en acero, protegido con pintura epóxica color azul. Longitud=350cm

2

6B Niple brida-liso 12" ANSI 125# en acero, protegido con pintura epóxica color azul. Longitud=750cm

2

6C Niple brida-liso 12" ANSI 125# en acero, protegido con pintura epóxica color azul. Longitud=200cm

8

7 Válvula de compuerta 3" ANSI 125# sello elástico. 3

8 Junta de montaje especial 24"para tuberia American Pipe, tipo dresser en acero protegida con pintura epóxica.

2

9 Caja de medición de presiones y caudales. 1

10 Conjunto de válvula antirretorno, bomba funcionando como turbina y motor como generador asincrónico.

4

6. RECOMENDACIONES

Para finalizar, antes de instalar cualquier sistema de hidrogeneración en busca de una

correcta instalación y operación de las PATs se sugiere tener en cuenta las siguientes

recomendaciones:

1. Validar el funcionamiento de las PATs y la no afectación al abastecimiento aguas

abajo a través de modelación matemática del sistema en softwares como ALLIEVI.

2. Hacer seguimiento al sistema de regulación para no exceder los valores de presión

y caudal de los rangos establecidos.

3. Realizar seguimiento a la operación de las máquinas para constatar el correcto

funcionamiento del sistema.

4. Realizar mantenimiento a máquinas y elementos de la instalación.

5. Solicitar asesoría de un profesional o técnico en el área eléctrica para la operación,

acoplamiento e instalación del motor como generador asincrónico y demás

elementos necesarios.

6. Solicitar asesoría de una persona con experiencia en sistemas de regulación de flujo

con caudalímetros, manómetros y válvulas de cierre.

7. Realizar la producción de energía eléctrica a una frecuencia eléctrica fija como lo

exige el generador.

8. Los generadores eléctricos operan con números enteros, por ello se deben adaptar

las máquinas hidráulicas y el sistema según las exigencias del generador eléctrico.

9. Verificar que en el espacio a ocupar por la ampliación del punto de quiebre no

existan redes de otros servicios públicos que puedan ser afectados.

10. Consultar y contar con las curvas características de más de un proveedor.

11. Recolectar datos de varios años para determinar un año típico de las condiciones

de flujo y determinar la energía a aprovechar a largo plazo.

A. Anexo: Datos proporcionados por Veolia Aguas de Montería S. A. E. S. P.

Los 17.232 datos de caudal y presión proporcionados por Veolia Aguas de Montería S.A.

E. S. P. se encuentran en el archivo Excel llamado Anexo A. dentro del CD adjunto a este

documento. A continuación, se encuentran los datos del primer día de abril para ejemplificar

el formato en que fueron entregados los valores.

Fecha y hora Presión a la entrada

(mca)

Presión a la salida

(mca)

Presión en la cámara de control

(mca)

Caudal (L/s)

1/04/2019 0:00 53.04 6.86 45.71 53.33

1/04/2019 0:15 53.24 6.86 46.07 45.56

1/04/2019 0:30 53.39 6.86 46.31 41.11

1/04/2019 0:45 53.57 6.85 46.79 34.44

1/04/2019 1:00 53.64 6.92 46.96 31.11

1/04/2019 1:15 53.68 6.89 47.08 30.00

1/04/2019 1:30 53.74 6.99 47.18 30.00

1/04/2019 1:45 53.80 7.05 47.35 27.78

1/04/2019 2:00 53.84 7.04 47.45 27.78

1/04/2019 2:15 53.82 7.08 47.48 26.67

1/04/2019 2:30 53.83 7.09 47.53 26.67

1/04/2019 2:45 53.86 7.01 47.56 25.56

1/04/2019 3:00 53.89 6.95 47.59 26.67

1/04/2019 3:15 53.87 6.82 47.59 25.56

1/04/2019 3:30 53.85 6.75 47.53 26.67

1/04/2019 3:45 53.86 6.69 47.41 25.56

1/04/2019 4:00 53.93 6.87 47.29 27.78

1/04/2019 4:15 52.83 8.99 46.63 124.44

1/04/2019 4:30 53.00 9.76 46.75 121.11

1/04/2019 4:45 52.65 10.53 46.75 141.11

1/04/2019 5:00 51.96 10.68 46.54 175.56




(mca)


(mca)


(mca)

Caudal (L/s)

1/04/2019 5:15 50.29 11.92 45.84 231.11

1/04/2019 5:30 47.80 13.43 43.31 306.67

1/04/2019 5:45 47.15 14.08 43.04 326.67

1/04/2019 6:00 46.91 14.25 42.81 333.33

1/04/2019 6:15 44.88 16.41 41.62 374.44

1/04/2019 6:30 43.80 17.01 40.33 400.00

1/04/2019 6:45 43.76 16.55 40.46 400.00

1/04/2019 7:00 43.43 16.96 39.93 405.56

1/04/2019 7:15 43.17 16.68 39.98 408.89

1/04/2019 7:30 42.53 17.00 39.09 422.22

1/04/2019 7:45 42.42 16.86 38.93 422.22

1/04/2019 8:00 42.90 16.51 39.46 414.44

1/04/2019 8:15 43.22 16.79 39.78 405.56

1/04/2019 8:30 43.08 17.20 39.87 406.67

1/04/2019 8:45 43.05 16.89 39.52 404.44

1/04/2019 9:00 42.76 17.31 39.89 410.00

1/04/2019 9:15 43.20 16.55 39.79 401.11

1/04/2019 9:30 42.59 16.90 39.40 407.78

1/04/2019 9:45 42.93 17.01 39.86 403.33

1/04/2019 10:00 43.37 16.73 39.85 393.33

1/04/2019 10:15 43.12 17.00 39.50 395.56

1/04/2019 10:30 43.21 16.78 39.89 393.33

1/04/2019 10:45 43.47 16.60 40.02 385.56

1/04/2019 11:00 43.45 16.48 39.77 387.78

1/04/2019 11:15 43.28 16.11 39.59 388.89

1/04/2019 11:30 42.61 17.00 38.90 402.22

1/04/2019 11:45 42.68 17.04 39.26 398.89

1/04/2019 12:00 42.68 16.66 39.12 397.78

1/04/2019 12:15 43.26 16.62 39.99 386.67

1/04/2019 12:30 43.48 16.63 40.09 376.67

1/04/2019 12:45 43.80 16.12 40.32 371.11

1/04/2019 13:00 43.78 16.06 40.33 371.11

1/04/2019 13:15 44.44 14.95 40.58 356.67

1/04/2019 13:30 45.34 14.02 41.44 333.33

1/04/2019 13:45 45.77 13.73 41.85 317.78

1/04/2019 14:00 44.87 14.36 40.77 340.00

Anexo A: Datos proporcionados por Veolia Aguas de Montería S. A. ESP. 145


(mca)


(mca)


(mca)

Caudal (L/s)

1/04/2019 14:15 43.77 15.07 40.17 368.89

1/04/2019 14:30 45.22 14.70 41.36 335.56

1/04/2019 14:45 46.12 13.73 41.96 310.00

1/04/2019 15:00 46.36 13.55 42.22 305.56

1/04/2019 15:15 46.54 13.19 42.26 295.56

1/04/2019 15:30 45.90 13.94 41.73 311.11

1/04/2019 15:45 45.84 13.71 41.51 315.56

1/04/2019 16:00 46.16 13.97 41.86 307.78

1/04/2019 16:15 47.04 13.24 42.69 284.44

1/04/2019 16:30 46.35 13.56 42.14 298.89

1/04/2019 16:45 46.51 13.83 42.33 296.67

1/04/2019 17:00 46.87 13.17 42.62 285.56

1/04/2019 17:15 46.18 13.65 41.93 304.44

1/04/2019 17:30 45.83 14.01 41.93 308.89

1/04/2019 17:45 46.06 13.32 42.01 297.78

1/04/2019 18:00 46.29 13.34 42.22 295.56

1/04/2019 18:15 46.33 13.82 42.32 293.33

1/04/2019 18:30 46.48 13.58 42.32 287.78

1/04/2019 18:45 46.29 13.84 42.39 294.44

1/04/2019 19:00 46.98 13.17 42.59 276.67

1/04/2019 19:15 47.32 12.76 42.92 265.56

1/04/2019 19:30 47.06 12.76 42.73 273.33

1/04/2019 19:45 46.50 13.52 42.26 290.00

1/04/2019 20:00 47.21 13.31 42.92 273.33

1/04/2019 20:15 48.38 11.70 44.01 237.78

1/04/2019 20:30 48.50 11.11 44.20 233.33

1/04/2019 20:45 48.62 11.33 44.18 230.00

1/04/2019 21:00 48.98 11.22 44.74 221.11

1/04/2019 21:15 49.54 10.55 44.78 200.00

1/04/2019 21:30 48.37 10.83 43.76 238.89

1/04/2019 21:45 49.12 11.27 44.61 222.22

1/04/2019 22:00 49.55 10.58 45.01 203.33

1/04/2019 22:15 49.74 10.48 44.97 192.22

1/04/2019 22:30 50.00 10.65 45.04 187.78

1/04/2019 22:45 50.57 10.10 45.25 172.22

1/04/2019 23:00 50.64 9.92 45.33 170.00




(mca)


(mca)


(mca)

Caudal (L/s)

1/04/2019 23:15 52.15 7.54 45.85 95.56

1/04/2019 23:30 51.96 7.04 45.76 117.78

1/04/2019 23:45 52.47 6.74 46.02 96.67

B. Anexo: Datos promedio de caudal, gradiente de presión y potencia hidráulica por mes

En las siguientes tablas se encuentran los valores obtenidos a partir del procesamiento de

datos descrito en la sección 3.1.1. Específicamente se encuentran los valores máximos,

mínimos y promedio de caudal, gradiente de presión y potencia para cada uno de los seis

meses analizados de donde se obtuvieron las gráficas de comportamiento y los valores

expuestos en la sección 3.1.1 y 4.2:

Abril

Hora Caudal Gradiente de

Presión Potencia (kW)

Min Max Prom Min Max Prom Min Max Prom

0:00 7.8 150.0 68.7 43.1 47.5 45.5 3.3 69.7 30.6

0:15 8.9 105.6 36.0 44.8 48.5 46.6 3.9 50.0 16.4

0:30 6.7 102.2 33.0 43.7 49.0 46.9 2.8 48.9 15.1

0:45 5.6 110.0 34.2 43.5 49.2 47.0 2.4 52.9 15.7

1:00 1.1 127.8 35.1 43.6 49.2 47.0 0.5 61.5 16.1

1:15 4.4 126.7 34.4 43.7 49.4 47.2 1.9 61.2 15.9

1:30 4.4 127.8 35.4 43.9 49.4 47.2 1.9 61.8 16.3

1:45 2.2 127.8 37.1 44.0 49.4 47.3 1.0 61.7 17.2

2:00 2.2 103.3 38.1 44.2 49.4 47.4 1.0 49.9 17.7

2:15 6.7 102.2 39.5 44.3 49.2 47.5 2.9 49.2 18.4

2:30 8.9 98.9 40.7 44.4 49.2 47.6 3.9 47.6 18.9



Abril




2:45 7.8 100.0 41.3 44.5 49.2 47.6 3.4 48.1 19.3

3:00 7.8 101.1 40.7 44.7 49.2 47.7 3.4 48.7 19.0

3:15 6.7 105.6 44.3 44.8 49.2 47.7 2.9 50.8 20.7

3:30 5.6 112.2 48.4 44.8 49.2 47.8 2.4 54.0 22.6

3:45 6.7 107.8 47.3 44.9 49.2 47.9 2.9 51.9 22.1

4:00 7.8 116.7 47.6 45.0 49.2 47.9 3.4 56.1 22.3

4:15 35.6 185.6 127.0 42.3 46.5 44.2 14.7 84.4 54.9

4:30 23.3 185.6 113.6 41.6 46.5 43.9 9.5 84.4 48.8

4:45 38.9 201.1 147.8 40.2 46.8 42.3 15.3 92.0 61.2

5:00 35.6 235.6 168.5 39.0 46.7 41.7 13.6 107.7 68.7

5:15 36.7 322.2 208.2 33.3 46.7 39.3 11.9 147.3 80.0

5:30 46.7 365.6 241.8 30.7 46.8 37.5 14.0 167.1 88.7

5:45 98.9 366.7 260.8 30.5 44.9 36.5 29.5 161.2 93.0

6:00 90.0 393.3 283.1 28.5 44.4 35.5 25.1 170.9 98.3

6:15 170.0 394.4 328.0 26.7 41.3 31.8 44.4 159.1 101.9

6:30 175.6 407.8 340.1 25.8 41.1 30.7 44.3 163.9 102.3

6:45 183.3 416.7 350.7 25.5 41.2 30.1 45.8 168.1 103.1

7:00 195.6 414.4 357.5 25.5 40.6 29.6 48.7 164.7 103.4

7:15 205.6 422.2 363.1 25.3 40.3 29.2 50.8 166.6 103.8

7:30 210.0 422.2 370.9 24.7 39.9 28.6 50.8 164.9 103.7

7:45 214.4 422.2 373.2 25.0 39.8 28.4 52.4 164.4 103.8

8:00 221.1 435.6 375.0 24.5 39.3 28.3 53.0 167.5 103.9

8:15 258.9 443.3 379.4 23.3 37.0 27.9 59.0 160.5 103.5

8:30 265.6 445.6 383.0 23.5 36.6 27.5 61.0 159.7 103.2

8:45 265.6 436.7 383.1 23.4 37.4 27.5 60.9 159.6 103.0

9:00 263.3 442.2 383.1 22.2 37.2 27.3 57.2 161.0 102.4

9:15 263.3 446.7 371.1 21.2 36.8 28.7 54.6 160.9 104.1

9:30 251.1 432.2 368.9 22.9 37.6 28.9 56.2 159.0 104.2

9:45 247.8 431.1 371.2 22.8 37.8 28.6 55.1 159.3 103.8

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10:45 241.1 432.2 354.1 21.9 38.2 29.5 51.6 161.3 102.1

11:00 251.1 427.8 346.3 21.8 37.5 29.9 53.4 156.7 101.3

11:15 240.0 418.9 337.7 21.9 37.6 30.5 51.3 153.8 100.6

11:30 220.0 420.0 333.2 21.1 37.5 30.7 45.5 153.8 100.0

Anexo B. Datos promedio de caudal, gradiente de presión y potencia hidráulica por mes 149

Abril




11:45 220.0 410.0 329.7 20.1 37.6 30.8 43.3 150.8 99.2

12:00 210.0 401.1 319.1 11.3 37.4 30.9 23.1 146.8 96.4

12:15 184.4 392.2 307.4 4.0 38.1 31.2 7.3 146.2 93.7

12:30 196.7 392.2 299.9 3.3 38.9 31.5 6.3 149.1 92.4

12:45 202.2 396.7 301.5 5.0 39.5 31.7 9.8 153.1 93.5

13:00 205.6 396.7 301.3 4.5 39.5 31.7 8.9 153.1 93.4

13:15 197.8 384.4 285.3 6.5 37.7 33.2 12.5 141.7 92.5

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13:45 154.4 372.2 277.6 26.1 40.8 34.3 39.4 148.6 93.2

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14:15 168.9 376.7 280.6 26.2 39.0 34.0 43.2 143.6 93.2

14:30 171.1 377.8 282.9 26.0 38.5 33.8 43.4 142.4 93.5

14:45 167.8 366.7 276.7 26.5 39.1 34.1 43.5 140.3 92.3

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16:30 181.1 307.8 242.5 2.4 41.3 34.2 4.2 124.3 81.2

16:45 180.0 327.8 239.3 2.3 41.4 34.4 4.0 132.8 80.5

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17:30 167.8 308.9 235.6 2.3 41.1 34.6 3.8 124.2 79.8

17:45 164.4 304.4 235.4 2.8 41.1 34.8 4.5 122.4 80.1

18:00 163.3 370.0 235.6 4.3 41.5 35.2 6.8 150.1 81.2

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18:45 110.0 294.4 221.0 32.5 42.4 37.4 34.9 122.2 80.8

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19:15 151.1 265.6 204.7 34.2 42.3 38.0 50.5 109.9 76.1

19:30 148.9 273.3 196.4 34.3 42.2 38.4 49.9 112.9 73.8

19:45 147.8 290.0 192.5 33.0 42.5 38.5 47.7 120.5 72.6

20:00 138.9 273.3 188.5 33.9 42.3 38.6 46.1 113.2 71.2

20:15 128.9 243.3 183.1 18.6 42.5 38.4 23.5 101.1 68.9

20:30 93.3 235.6 186.7 1.7 42.5 37.8 1.5 97.9 69.0

20:45 64.4 235.6 181.1 1.3 42.6 38.0 0.8 98.1 67.2



Abril




21:00 52.2 235.6 182.6 1.3 42.5 38.0 0.6 98.0 67.8

21:15 45.6 245.6 185.4 1.2 42.8 37.9 0.5 102.8 68.8

21:30 40.0 251.1 190.1 1.2 42.8 37.7 0.5 105.0 70.1

21:45 37.8 258.9 183.9 1.2 43.2 37.9 0.4 109.5 68.2

22:00 38.9 255.6 178.4 0.0 43.3 38.2 0.0 108.2 66.6

22:15 33.3 241.1 169.6 0.0 44.5 38.6 0.0 105.0 64.0

22:30 30.0 231.1 168.6 0.0 44.9 38.6 0.0 101.5 63.7

22:45 26.7 193.3 143.8 0.0 44.5 40.1 0.0 84.2 56.4

23:00 23.3 175.6 130.3 0.0 44.8 40.6 0.0 76.9 51.7

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23:30 7.8 166.7 86.4 0.0 47.4 43.5 0.0 77.3 36.8

23:45 6.7 160.0 76.7 43.0 47.5 45.3 2.8 74.4 34.0

Mayo




0:00 12.2 228.9 31.4 2.7 48.8 45.6 0.3 109.2 14.0

0:15 1.1 445.6 36.6 6.6 48.9 45.8 0.1 212.9 16.4

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0:45 4.4 34.4 20.7 45.9 49.0 48.1 2.0 16.5 9.8

1:00 15.6 33.3 20.8 46.0 49.2 48.2 7.0 16.0 9.8

1:15 8.9 34.4 19.8 46.0 49.1 48.2 4.0 16.5 9.3

1:30 10.0 33.3 19.3 46.3 49.1 48.2 4.5 16.0 9.1

1:45 12.2 32.2 19.4 46.6 49.1 48.2 5.6 15.5 9.2

2:00 12.2 33.3 19.5 46.7 49.0 48.2 5.6 16.0 9.2

2:15 2.2 31.1 18.1 46.8 49.0 48.3 1.0 14.9 8.5

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3:15 14.4 27.8 17.5 47.1 49.1 48.7 6.7 13.3 8.3

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4:15 15.6 471.1 157.1 6.9 48.3 39.4 1.0 222.4 60.5

4:30 35.6 476.7 170.4 5.8 46.8 38.1 2.0 218.4 63.4


Mayo




4:45 23.3 540.0 181.9 10.9 46.5 39.8 2.5 245.6 70.7

5:00 30.0 246.7 175.5 33.7 46.6 41.3 9.9 112.4 70.9

5:15 31.1 303.3 219.2 34.2 46.9 39.4 10.4 139.1 84.5

5:30 44.4 366.7 268.2 30.2 47.0 37.1 13.1 168.5 97.4

5:45 154.4 408.9 304.3 29.4 43.0 35.4 44.4 172.0 105.5

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13:45 12.2 365.6 292.0 0.0 37.8 32.2 0.0 135.3 92.1



Mayo




14:00 35.6 360.0 290.8 0.0 37.4 32.3 0.0 131.8 91.8

14:15 12.2 354.4 284.1 0.0 39.1 32.5 0.0 135.5 90.2

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Mayo




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Junio




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Junio




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Junio




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Julio

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Julio


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Julio


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Julio


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Agosto


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23:30 1.1 212.2 154.3 0.1 46.8 40.6 0.0 97.2 61.3

23:45 52.2 186.7 154.6 39.7 46.8 42.2 20.3 85.5 63.7

Septiembre


0:00 47.8 197.8 142.6 40.2 47.0 42.5 18.8 91.0 59.2

0:15 36.7 126.7 65.0 42.9 47.0 45.5 15.4 58.3 28.9

0:30 22.2 103.3 44.9 44.2 47.3 46.4 9.6 47.8 20.4

0:45 31.1 85.6 47.7 44.4 47.2 46.5 13.5 39.5 21.7

1:00 13.3 87.8 45.4 44.6 47.2 46.6 5.8 40.5 20.7

1:15 13.3 86.7 44.4 44.7 47.3 46.7 5.8 40.1 20.2

1:30 13.3 71.1 42.7 44.7 47.4 46.7 5.8 32.9 19.5

1:45 26.7 60.0 42.1 44.7 47.3 46.8 11.7 27.7 19.3

2:00 25.6 61.1 44.1 44.8 47.3 46.8 11.2 28.3 20.2

2:15 22.2 65.6 43.9 44.9 47.5 46.9 9.8 30.4 20.1

2:30 21.1 65.6 42.2 45.1 47.4 46.9 9.3 30.4 19.4

2:45 22.2 64.4 42.0 45.2 47.5 47.0 9.8 30.0 19.3

3:00 21.1 55.6 40.8 45.3 47.6 47.1 9.4 25.9 18.8

3:15 22.2 62.2 42.6 45.5 47.7 47.2 9.9 29.0 19.6

3:30 24.4 71.1 44.4 45.6 47.7 47.2 10.9 33.2 20.5

3:45 28.9 72.2 47.3 45.8 47.7 47.2 12.9 33.7 21.9

4:00 5.6 62.2 43.3 45.8 47.6 47.2 2.5 29.0 20.0

4:15 44.4 174.4 128.7 42.2 46.5 44.0 18.3 79.3 55.4

4:30 21.1 181.1 121.5 41.6 46.4 43.6 8.6 82.1 51.8

4:45 16.7 183.3 120.7 41.3 46.7 43.6 6.7 83.6 51.5

5:00 33.3 215.5 148.7 40.9 46.9 43.1 13.3 98.8 62.7

5:15 26.7 286.6 212.8 36.9 46.7 39.9 9.6 131.0 83.1

5:30 23.3 347.8 253.9 33.2 46.6 37.8 7.6 158.5 93.8

5:45 44.4 405.5 268.1 28.8 45.9 36.8 12.5 182.2 96.5

6:00 61.1 395.5 290.1 29.9 45.7 35.7 17.9 176.7 101.3

6:15 102.2 385.5 296.8 29.8 44.4 35.5 29.8 167.3 103.0



Septiembre


6:30 51.1 355.5 284.8 32.4 44.9 36.3 16.2 156.0 101.0

6:45 74.4 376.6 296.8 30.7 44.3 35.7 22.3 163.1 103.6

7:00 73.3 377.8 306.7 29.9 44.3 35.0 21.5 163.6 104.9

7:15 101.1 391.1 315.8 29.3 44.0 34.6 29.0 168.5 106.7

7:30 165.5 401.1 329.7 28.6 43.1 33.6 46.3 169.1 108.4

7:45 178.9 412.2 329.5 27.2 42.0 33.6 47.6 169.3 108.4

8:00 175.5 413.3 331.2 26.1 42.1 33.4 44.7 170.2 108.4

8:15 225.5 433.3 353.2 24.0 39.0 31.2 53.0 165.2 107.9

8:30 223.3 440.0 364.7 22.3 39.3 30.2 48.6 168.9 107.8

8:45 227.8 433.3 364.5 24.1 39.5 30.1 53.6 167.2 107.3

9:00 232.2 435.5 367.1 24.8 39.0 29.9 56.3 165.9 107.4

9:15 244.4 475.5 372.8 23.5 39.3 29.9 56.1 183.0 108.9

9:30 250.0 558.8 382.5 18.4 36.7 29.2 45.0 200.4 109.4

9:45 246.7 556.6 389.7 18.3 36.1 28.4 44.2 196.5 108.3

10:00 257.8 558.8 386.1 17.9 36.4 28.6 45.0 199.0 108.2

10:15 265.5 557.8 387.2 17.5 36.4 28.5 45.4 198.8 108.0

10:30 245.5 556.6 387.8 17.5 36.3 28.2 41.9 197.6 107.0

10:45 246.7 552.2 384.8 17.1 36.2 28.3 41.3 195.3 106.7

11:00 256.7 520.0 380.9 19.6 36.6 28.5 49.2 186.1 106.1

11:15 247.8 497.8 363.2 20.7 36.4 30.3 50.1 177.0 107.5

11:30 262.2 520.0 356.3 18.4 36.4 30.7 47.2 185.2 107.0

11:45 285.5 553.3 351.8 15.1 35.2 31.0 42.1 190.7 106.6

12:00 281.1 551.1 349.9 15.0 34.6 31.0 41.3 186.4 106.1

12:15 221.1 386.6 330.1 27.9 37.3 32.3 60.3 141.0 104.2

12:30 258.9 400.0 337.7 28.0 35.7 31.7 70.9 139.5 104.8

12:45 274.4 396.6 339.4 27.7 35.3 31.6 74.4 137.1 104.9

13:00 275.5 406.6 328.5 26.9 35.3 32.5 72.5 140.3 104.4

13:15 281.1 386.6 326.3 28.3 35.5 32.6 77.8 134.4 104.1

13:30 277.8 391.1 332.4 27.2 36.0 32.1 73.9 137.7 104.4

13:45 270.0 378.9 332.2 28.5 37.4 32.4 75.2 138.4 105.3

14:00 277.8 390.0 328.9 27.2 36.3 32.4 73.8 138.5 104.4

14:15 271.1 408.8 326.6 25.4 37.1 32.4 67.4 148.4 103.4

14:30 265.5 376.6 315.8 27.7 37.9 32.8 71.9 139.6 101.5

14:45 251.1 362.2 309.9 30.2 38.3 33.3 74.1 135.7 100.8

15:00 253.3 350.0 299.6 29.4 38.3 33.9 72.8 131.2 99.2

15:15 247.8 390.0 300.6 26.2 37.9 33.7 63.5 144.6 99.1

15:30 205.5 374.4 290.0 27.1 39.1 34.5 54.5 143.3 97.8


Septiembre


15:45 230.0 343.3 288.3 30.1 39.0 34.5 67.7 130.9 97.3

16:00 235.5 352.2 287.6 29.5 39.0 34.4 67.9 134.3 96.7

16:15 225.5 370.0 290.4 28.2 38.8 34.4 62.3 140.4 97.8

16:30 240.0 361.1 294.8 28.7 38.8 34.1 67.3 136.9 98.2

16:45 231.1 351.1 297.7 29.3 39.1 33.8 66.3 134.2 98.3

17:00 243.3 340.0 294.0 31.0 39.5 34.1 73.9 131.3 98.1

17:15 243.3 340.0 297.4 24.3 38.9 33.7 57.8 129.3 97.9

17:30 256.6 332.2 294.5 28.9 38.1 33.9 72.6 123.6 97.8

17:45 236.7 338.8 291.7 28.9 39.6 34.1 66.8 131.1 97.2

18:00 251.1 327.8 288.6 29.8 38.2 34.2 73.2 122.4 96.5

18:15 254.4 330.0 286.1 30.0 38.3 34.4 74.7 123.5 96.2

18:30 247.8 317.8 281.4 32.1 38.7 34.8 77.9 120.3 95.9

18:45 238.9 302.2 270.3 31.7 38.6 35.2 74.0 114.1 93.0

19:00 222.2 284.4 259.4 32.6 39.8 35.7 70.8 110.6 90.6

19:15 208.9 290.0 252.5 32.5 40.0 36.2 66.4 113.4 89.3

19:30 194.4 287.8 246.6 32.1 40.3 36.4 60.9 113.3 87.7

19:45 194.4 262.2 238.6 34.3 40.8 36.8 65.2 104.6 85.8

20:00 184.4 250.0 231.2 34.5 41.0 37.4 62.3 100.1 84.6

20:15 187.8 278.9 233.1 33.7 40.5 37.2 61.8 110.6 84.7

20:30 205.5 295.5 242.0 31.9 41.1 36.8 64.2 118.7 87.2

20:45 197.8 326.6 240.7 32.3 41.7 36.8 62.5 133.2 86.7

21:00 198.9 258.9 231.5 33.8 41.0 37.2 65.7 103.8 84.3

21:15 191.1 277.8 243.0 33.0 41.7 36.9 61.7 113.4 87.8

21:30 173.3 308.9 245.5 31.5 42.2 37.0 53.3 127.3 88.8

21:45 172.2 284.4 233.5 33.3 42.0 37.4 56.1 116.7 85.4

22:00 168.9 296.6 233.2 31.9 42.2 37.4 52.6 122.4 85.4

22:15 163.3 300.2 233.3 30.8 42.5 37.5 49.2 124.7 85.5

22:30 135.6 267.8 220.1 34.0 43.1 38.1 45.1 112.8 82.1

22:45 143.3 236.7 178.8 37.6 42.9 40.6 52.7 99.4 70.9

23:00 121.1 191.1 158.3 39.0 43.2 41.4 46.2 80.8 64.2

23:15 41.1 207.8 149.0 39.6 46.4 41.9 15.9 94.2 61.1

23:30 52.2 201.1 155.0 39.0 47.1 42.1 19.9 92.6 63.8

23:45 51.1 190.0 151.1 39.7 47.1 42.1 19.9 87.5 62.3

C. Anexo: Catálogo de válvula reductora de presión de CAP1

Las características del tipo de válvula reductora de presión (VRP) presentes en el control

activo de presión 1 (CAP1) de la red de acueducto de Montería operada por Veolia Aguas

de Montería S.A. E. S. P. se encuentran en el archivo PDF llamado Anexo C. dentro del CD

adjunto a este documento. A continuación, se muestra el diagrama de la VRP existente:

Fuente: Bermad Global & Subsidiaries (2016)

A cerca del funcionamiento y la referenciación de sus partes en el catálogo se encuentra la

siguiente información:

“La válvula Modelo 720 tiene un piloto reductor de presión, ajustable, de 2 vías. La

restricción [1] permite el flujo constante de la entrada de la válvula a la cámara

superior de control [2]. El piloto [3] percibe la presión aguas abajo. Si la presión se

eleva por encima del valor predefinido, el piloto permite la acumulación de presión

Anexo C. Catálogo de válvula reductora de presión de CAP1 165

en la cámara superior de control, lo cual hace que la válvula se cierre y así la presión

aguas abajo desciende a un nivel inferior al predefinido. Si la presión aguas abajo

es menor que el valor predefinido del piloto, el piloto libera la presión acumulada

haciendo que la válvula principal se abra. El tapón V-Port (opcional) [4] aumenta la

proporción entre el caudal y la carrera de la válvula, con lo cual se obtiene una

regulación más suave, estable y precisa. El orificio integral entre la cámara inferior

de control y la salida de la válvula modera la reacción de la válvula. La válvula de

aguja de control de caudal unidireccional [5] estabiliza la reacción de la válvula en

condiciones difíciles de regulación, restringiendo la salida del flujo de la cámara de

control. La llave instalada aguas abajo [6] permite el cierre manual” (Bermad Global

& Subsidiaries, 2016).

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