Osinergmin normas para el diseño

Guía de Elaboración del VNR de las Instalaciones de Distribución Eléctrica Página 1 de 37

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA

OSINERG N° 329-2004-OS/CD

Publicada en el Diario Oficial El Peruano el 23 de diciembre de 2004 Modificaciones:

1. Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17/03/2005. 2. Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006. 3. Resolución OSINERGMIN Nº 167-2012-OS/CD, publicada con fecha 01/08/2012.

Concordancias

1. Decreto Ley Nº 258444 – Ley de Concesiones Eléctricas, publicado con fecha 19/11/1992.

Lima, 21 de diciembre de 2004 VISTOS:

Los informes técnicos OSINERG-GART/DDE N° 056-2004 y OSINERG-GART/DDE N 060-2004 elaborados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, en adelante “GART”, del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía, en adelante “OSINERG”, y el informe emitido por la Asesoría Legal OSINERG-GART-AL-2004-172. CONSIDERANDO: Que, mediante la Resolución N° 001-2004-OS/CD, de fecha 07 de enero de 2004, se aprobó la norma “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, en adelante “Guía del VNR”; Que, debido a diversos pedidos efectuados por las empresas de distribución eléctrica sobre aspectos contenidos en la Guía del VNR, el OSINERG efectuó una revisión integral de la misma y vio por conveniente modificar los numerales 2.2.5 y 3.2.5 referidos a los criterios de adaptación que deben utilizarse para la presentación de la información y el cálculo del VNR adaptado, incorporar nuevos códigos en los anexos N° 2 y N° 3 y actualizar el anexo N° 4;

Que, la Resolución OSINERG N 308-2004-OS/CD, publicada el 25 de noviembre de 2004, dispuso la publicación del proyecto de modificaciones de la norma “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, en cumplimiento a lo dispuesto en el Reglamento General del OSINERG aprobado por Decreto

Supremo N 054-2001-PCM y con el objeto que los interesados remitan por escrito sus comentarios a la GART del OSINERG; Que, a consecuencia de la publicación del proyecto de modificaciones mencionado se recibieron sugerencias de diversas empresas de distribución eléctrica, las mismas que han sido analizados por la GART, habiéndose acogido las sugerencias que contribuyen al logro de los objetivos de la norma; Que, a efectos de contar con un texto actualizado de la Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo, resulta conveniente aprobar una nueva Guía en lugar de diversas modificaciones parciales;

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERG N° 329-2004-OS/CD

Que, habiéndose cumplido con la publicación correspondiente e incorporadas las

modificaciones pertinentes, se ha seguido el procedimiento dispuesto por el artículo 25 del Reglamento General del OSINERG, razón por la cual se encuentra expedita la aprobación de la norma “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica” y su exposición de motivos, por el Consejo Directivo,

en aplicación de la función normativa que le otorga el inciso c) del artículo 3 de la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios

Públicos, así como el artículo 22 del citado Reglamento General;

De conformidad con lo establecido en la Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General

del OSINERG aprobado mediante Decreto Supremo N 054-2001-PCM, en el Decreto Ley

N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, en su Reglamento aprobado por Decreto

Supremo N 009-93-EM, así como en lo dispuesto en la Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General. SE RESUELVE: Artículo 1.- Apruébese la norma “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, así como su exposición de motivos, la misma que consta de cinco (5) Capítulos, una (1) Disposición Complementaria, una (1) Disposición Transitoria y seis (6) Anexos, los cuales forman parte integrante de la presente resolución. Artículo 2.- Dispóngase la publicación, en el Diario Oficial El Peruano y en la página web del OSINERG: www.osinerg.gob.pe, de la presente Resolución, de la norma “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución

Eléctrica” y del Informe OSINERG-GART/DDE N 060-2004 sobre el análisis de los comentarios y sugerencias recibidas al proyecto de modificaciones de la norma.

Artículo 3.- Déjese sin efecto la Resolución N 001-2004-OS/CD y las demás disposiciones que se opongan a la presente Resolución.

ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Consejo Directivo

http://www.osinerg.gob.pe/


Norma

“Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de

Distribución Eléctrica”

Contenido

1. Introducción ................................................................................................................. 4

1.1 Objetivo .................................................................................................................. 4

1.2 Antecedentes ......................................................................................................... 4

1.3 Descripción General ............................................................................................. 4

2. Información de las Instalaciones de Distribución Eléctrica ...................................... 6

2.1 Instalaciones de Distribución Eléctrica ............................................................... 6

2.2 Requerimientos de Información ........................................................................... 8 2.2.1 Información de la Organización ........................................................................ 8 2.2.2 Información de las Instalaciones Eléctricas Existentes ....................................10 2.2.3 Información de las Instalaciones No Eléctricas Existentes ..............................15 2.2.4 Información Catastral ......................................................................................18 2.2.5 Información de las Instalaciones Eléctricas Adaptadas ...................................20 2.2.6 Información de las Instalaciones No Eléctricas Adaptadas ..............................21

3. Procedimientos para la Elaboración de la Información ............................................24

3.1 Pautas para la Elaboración de la Información ...................................................24 3.1.1 Estructuración de la Información .....................................................................24 3.1.2 Tratamiento de la Información Técnica y Gráfica ............................................27

3.2 Procesos ...............................................................................................................28 3.2.1 Elaboración de la Información Técnica y Gráfica .............................................28 3.2.2 Carga y Validación de la Información Técnica y Gráfica ..................................28 3.2.3 Altas y Bajas de las Instalaciones Existentes ..................................................29 3.2.4 Consolidación de Metrados de las Instalaciones .............................................30 3.2.5 Valorización de las Instalaciones ....................................................................31 3.2.6 Remisión de la Información .............................................................................31

4. Cálculo del VNR...........................................................................................................32

4.1 Etapas del Proceso ..............................................................................................32 4.1.1 Validación de la Información ...........................................................................33 4.1.2 Determinación de los Costos Estándar de Inversión .......................................34 4.1.3 Cálculo del VNR ..............................................................................................36

5. Remisión de la Información ........................................................................................38

5.1 Formatos de la Estructura Organizacional .........................................................38

5.2 Formatos de las Instalaciones de Distribución Eléctrica ..................................38

5.3 Formatos de los Costos Estándar de Inversión .................................................40 Disposición Complementaria Disposición Transitoria Anexos


1. INTRODUCCIÓN

1.1 Objetivo

Establecer los requerimientos de información y los procedimientos que deberán emplear las empresas de distribución eléctrica, para efectos de la elaboración y presentación de la información del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución eléctrica, de conformidad con la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.

1.2 Antecedentes

El artículo 76 de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) define el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) como el costo de renovar las obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes, considerando además:

Los gastos financieros durante el periodo de la construcción, calculados con una tasa de

interés que no podrá ser superior a la tasa de actualización fijada en el artículo 79 de la LCE.

Los gastos y compensaciones por el establecimiento de las servidumbres utilizadas.

Los gastos por concepto de estudios y supervisión.

El artículo 77 de la LCE establece que el OSINERG, cada cuatro años, procederá a actualizar el VNR de las instalaciones de distribución eléctrica con la información presentada por las empresas de distribución eléctrica. Asimismo, establece que en el caso de obras nuevas o retiros, el OSINERG incorporará o deducirá su respectivo VNR.

La ex-Comisión de Tarifas Eléctricas, (hoy OSINERG), mediante la Resolución N 014-95 P/CTE aprobó la Guía de Elaboración del VNR, documento base de las fijaciones del VNR correspondientes a las regulaciones de las tarifas de distribución eléctrica de los años 1997 y 2001.

1.3 Descripción General

La presente guía consta de cinco (5) capítulos, una (1) disposición complementaria, una (1) disposición transitoria y seis (6) anexos cuyo contenido se describe brevemente a continuación: Capítulo 1: Introducción

Objetivo, antecedentes y descripción general de la guía.


Capítulo 2: Información de las Instalaciones de Distribución Eléctrica

Descripción de la información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica para la efectos de la presentación de la información del VNR.

Capítulo 3: Procedimientos para la Elaboración de la Información

Descripción de los procedimientos para la elaboración de la información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica, los mismos que incluyen las pautas y procesos a considerar.

Capítulo 4: Proceso de Cálculo del VNR

Descripción del proceso de cálculo del VNR que comprende la consolidación de metrados y valorización.

Capítulo 5: Remisión de la Información

Descripción de las pautas para la remisión de la información, así como de los formatos a utilizar.

Disposición Complementaria

Remisión de información del VNR para empresas que atienden hasta 20 000 usuarios. Disposición Transitoria

Determinación de las altas y bajas para la fijación del VNR del año 2005. Anexos

Anexo 1: Pautas para la elaboración de la información.

Anexo 2: Lista de códigos VNR.

Anexo 3: Lista de códigos complementarios.

Anexo 4: Estructura de datos.

Anexo 5: Formatos de valorización y metrados.

Anexo 6: Criterios técnicos de adaptación de las instalaciones de distribución eléctrica por sector típico.

2. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

2.1 Instalaciones de Distribución Eléctrica

Las instalaciones de distribución eléctrica destinadas a la prestación del servicio de distribución eléctrica, comprenden las instalaciones eléctricas y no eléctricas. Las instalaciones eléctricas se organizan de acuerdo a lo siguiente:

Media Tensión (MT) Comprende las redes aéreas y subterráneas de media tensión, así como, los correspondientes equipos de protección y seccionamiento.

Subestaciones Comprende las subestaciones de distribución MT/BT, las subestaciones elevadoras/reductoras (sólo para instalaciones existentes) y las subestaciones de seccionamiento.

Baja Tensión (BT) Comprende las redes aéreas y subterráneas de baja tensión del servicio particular y las instalaciones del alumbrado público (redes aéreas y subterráneas, equipos de alumbrado y equipos de control). En la siguiente figura se muestra un esquema de las instalaciones eléctricas:

OSINERG – Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN (CT)

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

C

T

Salida en Media Tensión

Acometida de

Terceros

Subestación de

Terceros

Equipo de

Protección y

Seccionamiento

Usuario MT

Nodo de Enlace

MT

Subestación de

Distribución

MT/BT

Subestación de

Seccionamiento

Equipo de Control

de Alumbrado

Público

Tramo de Baja

TensiónEquipo de

Alumbrado Público

Estructura de BT

Salida en Baja

TensiónAcometida

Punto de Conexión

del Suministro

(1 a n suministros)

Estructura de MT

Tensión Nominal 1 Tensión Nominal 2

Subestación

Elevadora / Reductora

Tramo de Media

Tensión

Subestación de

Distribución

MT/BT

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN (CT)

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

C

T


Acometida de

Terceros

Subestación de

Terceros

Equipo de

Protección y

Seccionamiento

Usuario MT

Nodo de Enlace

MT

Subestación de

Distribución

MT/BT

Subestación de

Seccionamiento

Equipo de Control

de Alumbrado

Público

Tramo de Baja

TensiónEquipo de

Alumbrado Público

Estructura de BT

Salida en Baja

TensiónAcometida

Punto de Conexión

del Suministro

(1 a n suministros)

Estructura de MT

Tensión Nominal 1 Tensión Nominal 2

Subestación

Elevadora / Reductora

Tramo de Media

Tensión

Subestación de

Distribución

MT/BT

Las empresas de distribución eléctrica presentarán la valorización y los metrados de sus instalaciones eléctricas existentes y adaptadas, los cuales se consolidarán de acuerdo a lo siguiente:

Media Tensión (MT)

Alimentador de MT.

Centro de Transformación o Central de Generación Aislada.

Sistema Eléctrico.

Sector Típico.

Empresa.

Subestaciones

Alimentador de MT.


Sistema Eléctrico.

Sector Típico.

Empresa.

Baja Tensión (BT)

Circuito BT.

Subestación de Distribución MT/BT.

Alimentador de MT.



Sistema Eléctrico.

Sector Típico.

Empresa. Las instalaciones no eléctricas son aquellas inversiones en infraestructura y equipamiento que se requiere para la prestación del servicio de distribución eléctrica, excluyéndose las inversiones en instalaciones eléctricas. Se organizan de acuerdo a lo siguiente:

Terrenos.

Edificios y Construcciones.

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga.

Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control.

Equipos de Comunicación.

Equipos de Oficina.

Equipos de Computación.

Otros Equipos. Las empresas de distribución eléctrica presentarán la valorización y los metrados de sus instalaciones no eléctricas existentes y adaptadas.

2.2 Requerimientos de Información

La información está compuesta por información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución eléctrica existentes y adaptadas, así como información catastral, la misma que será reportada a través de medios magnéticos usando aplicaciones que oportunamente definirá el OSINERG.

Tipo de Información

Instalaciones de Distribución Eléctrica Existentes y Adaptadas Información

Catastral Instalaciones Eléctricas

Instalaciones No Eléctricas

Técnica

Gráfica

En el caso de la información gráfica de las instalaciones no eléctricas, ésta sólo se refiere a terrenos, edificios y construcciones. La información técnica involucra toda la información referida a las características técnicas de las instalaciones eléctricas y no eléctricas. La información gráfica involucra toda la información necesaria para una adecuada representación gráfica de las instalaciones, para lo cual se usará coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator) con datum PSAD56 o WGS84, o el que defina el OSINERG posteriormente, siempre y cuando, toda la información de la empresa se remita en un mismo datum y zona UTM (17, 18 ó 19).

2.2.1 Información de la Organización

Empresa


La información requerida es la siguiente:

Código de la empresa.

Nombre de la empresa.

Demanda máxima de la empresa.

Demanda máxima del alumbrado público de la empresa.

Datum.

Zona UTM donde se encuentra la empresa.

Año al que corresponde la información. Sector Típico La información requerida es la siguiente:

Código del sector típico.

Nombre del sector típico.

Demanda máxima del sector típico.

Demanda máxima del alumbrado público del sector típico. Sistema Eléctrico La información requerida es la siguiente:

Código del sistema eléctrico.

Nombre del sistema eléctrico.

Código del sector típico.

Tipo de sistema eléctrico.

Demanda máxima del sistema eléctrico.

Demanda máxima del alumbrado público del sistema eléctrico.

Código de la empresa a la que pertenece. Centro de Transformación La información requerida es la siguiente:

Código del centro de transformación.

Nombre del centro de transformación.

Tensiones nominales.

Demanda máxima del centro de transformación.

Demanda máxima del alumbrado público del centro de transformación.

Potencia instalada del centro de transformación.

Potencia segura (de reserva) del centro de transformación.

Potencia contratada por el mercado libre.

Estado del elemento respecto a la fijación anterior.

Fechas de puesta en servicio y retiro.

Coordenadas de ubicación. Central de Generación Aislada La información requerida es la siguiente:

Código de la central de generación aislada.

Nombre de la central de generación aislada.


Código del sistema eléctrico al que pertenece.

Tipo de central.

Tensión nominal.

Demanda máxima de la central de generación aislada.

Demanda máxima del alumbrado público de la central de generación aislada.

Potencia instalada de la central de generación aislada.

Potencia segura (de reserva) de la central de generación aislada.




Coordenadas de ubicación.

2.2.2 Información de las Instalaciones Eléctricas Existentes

2.2.2.1 Media Tensión Salida de Media Tensión (Inicio del Alimentador de MT) Punto de vinculación entre el centro de transformación o la central de generación aislada y la red de media tensión. No incluye el interruptor de salida del alimentador. La información requerida es la siguiente:

Código de la salida.

Código del centro de transformación o de la central de generación aislada al que pertenece.

Código del sistema eléctrico al que pertenece.

Nombre de la salida asignado por la empresa.

Tensión nominal.

Demanda máxima.

Potencia nominal.


Tipo de propietario.



Coordenadas de ubicación. Tramo de Media Tensión Parte de la red de media tensión con igual tipo de material, sección y fase, o limitado por una derivación hacia otro tramo de la red, utilizado para transferir electricidad entre dos puntos de la misma. La información requerida es la siguiente:

Código del tramo.

Código de la salida a la que pertenece.

Tensión nominal.

Tipo de circuito (troncal o lateral).

Tipo de red (aérea o subterránea).

Código VNR que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.

Tipo de estructura (poste).





Longitud del tramo.

Código del tramo anterior o tramo padre.

Coordenadas de los vértices de la polilínea. Equipos de Protección y Seccionamiento El equipo de protección se refiere al conjunto de elementos diseñados para detectar fallas u otras situaciones anormales en una red eléctrica y permitir la eliminación o aislamiento de las éstas. El equipo de seccionamiento tiene como función cortar, por razones operativas o de mantenimiento, el suministro de toda o una parte de las instalaciones. Los equipos de protección y seccionamiento comprende los equipos instalados en la red (instalación exterior) y los instalados en las subestaciones de seccionamiento (instalación interior). Se agrupan en interruptores, seccionadores, reconectadores y otros. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo.

Código del tramo sobre el que está instalado o de la subestación de seccionamiento donde se encuentra instalado.

Tensión nominal.

Código VNR que identifica el equipo.

Tipo de instalación (exterior o interior).




Coordenadas de ubicación. Nodo de Enlace Punto de vinculación o conexión entre un tramo de media tensión y las subestaciones. El Nodo de Enlace se relaciona con dos tablas, el mismo que tiene dos campos de enlace: el identificador del tramo de media tensión y el identificador de la subestación. Se utiliza para determinar la topología y conectividad de las instalaciones de distribución eléctrica. La información requerida es la siguiente:

Código del nodo.

Código del tramo al cual está conectado.

Código de la subestación a la que pertenece.

Tensión nominal.




Coordenadas del vértice de la polilínea del tramo que llega o sale de la subestación. Estructura


También denominada poste. Es el conjunto de elementos utilizados para soportar las redes y/o equipos de protección y seccionamiento. En algunos casos, estas estructuras pueden ser compartidas por las redes de media tensión y baja tensión. La información requerida es la siguiente:

Código de la estructura.

Código del tramo de media tensión y/o tramo de baja tensión al cual soporta.

Etiqueta de la estructura asignada por la empresa.

Código VNR que identifica el tipo de estructura y altura.




Coordenadas de ubicación. 2.2.2.2 Subestaciones Subestación de Distribución MT/BT (SED MT/BT) Una subestación de distribución MT/BT es el conjunto de instalaciones dedicadas a la transformación de la energía eléctrica desde una red de media tensión hacia una red de baja tensión e instalaciones de alumbrado público. La información requerida es la siguiente:

Código de la SED MT/BT.

Código de la salida de MT a la que pertenece.


Demandas máximas del servicio particular y alumbrado público.

Potencia instalada.

Etiqueta de la subestación asignada por la empresa.

Código del subcomponente asociado.

Código VNR que identifica el tipo de subestación, potencia y fases.




Coordenadas de ubicación. Subestación Elevadora/Reductora Se utiliza para elevar o reducir el nivel de tensión en un determinado punto de la red. La información requerida es la siguiente:

Código de la subestación.



Potencia instalada.








Coordenadas de ubicación. Subestación de Seccionamiento Es un tipo particular de subestación pues no transforma la energía eléctrica. Comprende generalmente los equipos de protección y seccionamiento, y su infraestructura. Es utilizada para efectuar maniobras de traspaso de carga de un alimentador a otro. La información requerida es la siguiente:

Código de la subestación.









Coordenadas de ubicación. 2.2.2.3 Baja Tensión Salida de Baja Tensión Punto de vinculación entre la subestación de distribución MT/BT y la red de baja tensión. La información requerida es la siguiente:

Código de la salida.

Código de la subestación de distribución MT/BT a la que pertenece o de la central de generación aislada de ser el caso.

Tensión nominal.

Nombre de la salida asignado por la empresa.

Tipo de servicio (servicio particular o alumbrado público).



Coordenadas de ubicación. Tramo de Baja Tensión Parte de la red de baja tensión con igual tipo de material, sección y fase, o limitado por una derivación hacia otro tramo de la red, utilizado para transferir electricidad entre dos puntos de la misma. La información requerida es la siguiente:

Código del tramo.

Código de la salida de baja tensión al que pertenece.


Códigos VNR del servicio particular que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.


Código VNR del alumbrado público que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.

Código VNR del neutro que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.


Longitud del tramo.




Código del tramo anterior o tramo padre.

Coordenadas de los vértices de la polilínea. Acometida Derivación que parte de la red de servicio particular para suministrar energía eléctrica a la conexión eléctrica del usuario. La información requerida es la siguiente:

Código de la acometida.

Tramo de baja tensión al que pertenece.



Coordenadas de los vértices de la polilínea. Punto de Conexión del Suministro El punto de conexión del suministro se refiere al punto terminal de la acometida del cual se alimenta a uno o varios suministros. La información requerida es la siguiente:

Código del punto de conexión del suministro.

Código de la acometida a la cual pertenece.



Coordenadas de ubicación. Suministro Se refiere al suministro del usuario final que es atendido a través del punto de conexión. La información requerida es la siguiente:

Código del suministro.

Código del punto de conexión del suministro al que pertenece (usuarios en baja tensión).



Código de la subestación de distribución MT/BT al que pertenece (usuarios en media tensión).


Estructura También denominada poste. Es el conjunto de elementos utilizados para soportar las redes y/o equipos de protección y seccionamiento. En algunos casos, estas estructuras pueden ser compartidas por las redes de media tensión y baja tensión. La información requerida se señala en la descripción de la información de media tensión. Equipo de Alumbrado Público Está conformado por la luminaria, lámpara y sus accesorios de conexión. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo de alumbrado.

Código del tramo de baja tensión al cual está conectado.

Código del tramo de vía al cual pertenece.

Ubicación del equipo de alumbrado en la vía.

Código del parque al cual pertenece.

Código VNR que identifica el tipo de luminaria, tipo de lámpara y potencia.

Código del tipo de pastoral.




Coordenadas de ubicación. Equipo de Control de Alumbrado Público Es un equipo auxiliar que permite controlar (conectar y desconectar) en forma manual o automática las instalaciones de alumbrado público. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo de control.

Código de la salida en baja tensión a la cual pertenece.

Tipo de red en la que se encuentra (aérea o subterránea).

Código VNR que identifica el tipo de equipo de control.




Coordenadas de ubicación.

2.2.3 Información de las Instalaciones No Eléctricas Existentes

Las instalaciones no eléctricas son aquellas inversiones en infraestructura y equipamiento que se requiere para la prestación del servicio de distribución eléctrica, excluyéndose las inversiones en instalaciones eléctricas.


Terrenos Se agruparán según su uso en terrenos para almacén de equipos, terrenos para almacén de vehículos, terrenos para oficinas, terrenos para centros de atención al público y otros terrenos. La información requerida es la siguiente:

Código del terreno.

Código del sistema eléctrico al cual pertenece.

Código del componente y subcomponente asociados.

Uso del terreno.

Dirección o ubicación.

Área.

Costo unitario.


Coordenadas de los vértices del polígono. Edificios y Construcciones Se agruparán según su uso almacén de equipos, almacén de vehículos, oficinas, centros de atención al público y, otros edificios y construcciones. La información requerida es la siguiente:

Código del edificio o construcción.

Código del sistema eléctrico al cual pertenece.


Uso del edificio o construcción.

Dirección o ubicación.

Área.

Costo unitario.

Año de construcción.


Coordenadas de los vértices del polígono. Equipos y Vehículos de Transporte y Carga Se agruparán en vehículos administrativos, vehículos operativos, equipos y vehículos de carga y, otros equipos y vehículos. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo o vehículo.

Código del edificio o construcción al que se encuentra asignado el equipo y/o vehículo.


Uso.

Descripción.

Marca.

Modelo.

Año.

Cantidad.


Costo unitario.

Estado del elemento respecto a la fijación anterior. Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control Se agruparán en equipos de almacén, equipos de maestranza, equipos de medición y equipos de control. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo.

Código del edificio o construcción al que se encuentra asignado el equipo.

Uso.

Descripción.

Cantidad.

Costo unitario.

Estado del elemento respecto a la fijación anterior. Equipos de Comunicación Se agruparán en telefonía fija (centrales y estaciones), telefonía móvil, estaciones de radio y antenas, radios portátiles y otros equipos de comunicación. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo.


Uso.

Descripción.

Cantidad.

Costo unitario.

Estado del elemento respecto a la fijación anterior. Equipos de Oficina Se refiere a equipos como escritorios, credenzas, máquinas de escribir, etc. Se agruparán en equipos para oficina, equipos para la atención al público y otros equipos de oficina. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo.


Uso.

Descripción.

Cantidad.

Costo unitario.

Estado del elemento respecto a la fijación anterior. Equipos de Computación Se agruparán en equipos de red de cómputo, estaciones de trabajo, impresoras, servidores, otros equipos de cómputo, softwares técnicos, softwares de gestión y otros softwares. La información requerida es la siguiente:


Código del equipo.


Uso.

Descripción.

Cantidad.

Costo unitario.

Estado del elemento respecto a la fijación anterior. Otros Equipos Comprende otros equipos que están vinculados directamente con las actividades de distribución eléctrica y que no están contemplados en ninguno de los rubros anteriores. La información requerida es la siguiente:

Código del equipo.


Uso.

Descripción.

Cantidad.

Costo unitario.


2.2.4 Información Catastral

La información catastral es aquella necesaria para la representación gráfica de las vías, tramos de vía, parques, manzanas, zonas históricas o monumentales y zonas de concesión. Vía Es el conjunto de calles, avenidas, trochas y caminos de herradura por donde circulan los vehículos y peatones. La información requerida es la siguiente:

Código de la vía.

Nombre de la vía.

Denominación de la vía. Tramo de Vía Es aquella parte de la vía que tiene iguales características como número de carriles, corte de calle, etc. En su recorrido puede tener cambios de dirección, los cuales originan vértices ubicados sobre el eje del tramo de vía. La información requerida es la siguiente:

Código del tramo de vía.

Código de la vía a la que pertenece.

Tipo de vía.

Tipo de alumbrado.

Sentido del tramo de vía.


Ancho de la vía, número de pistas, número de carriles.

Tipo de calzada.

Coordenadas de los vértices de la polilínea. Para efectos de la guía se considerará como tramo de vía a aquella parte de la vía que tiene el mismo tipo de alumbrado y el mismo tipo de vía. Parque Se denomina parque a las plazas, zonas verdes y espacios colectivos destinados al esparcimiento y la preservación de áreas verdes. La información requerida es la siguiente:

Código del parque.

Tipo de parque.

Nombre del parque.

Coordenadas de los vértices del polígono. Manzana Es el conjunto de casas o lotes que se encuentran entre la intersección de varios tramos de vías. La información requerida es la siguiente:

Código de la manzana.

Coordenadas de los vértices del polígono. Zonas Históricas o Monumentales Son los espacios reservados para la preservación de zonas con valor histórico o cultural. La información requerida es la siguiente:

Código de la zona histórica o monumental.

Nombre de la zona histórica o monumental.

Coordenadas de los vértices del polígono. Para efectos de la guía se consideran zonas históricas o monumentales aquellos sectores de la ciudad que poseen un número apreciable de ambientes urbanos monumentales, valor histórico y urbanístico de conjunto que requieren de un tratamiento especial en lo que respecta a la instalación, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica con el fin de preservar el patromonio cultural. Zona de Concesión Es una área geográfica otorgada en concesión para realizar actividades de distribución eléctrica. La información requerida es la siguiente:

Código de la zona de concesión.

Coordenadas de los vértices del polígono.


2.2.5 Información de las Instalaciones Eléctricas Adaptadas

Para la elaboración de la información de las instalaciones eléctricas adaptadas se deberá tener en cuenta los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y Resoluciones del OSINERG. Para efectos de la presentación de la información del VNR, las empresas utilizarán los criterios de adaptación que se señalan en el anexo N° 6. 2.2.5.1 Media Tensión Tramo de Media Tensión Adaptado Al adaptarse el tramo de media tensión existente, éste puede dividirse en varios segmentos según los criterios de adaptación. La información requerida es la siguiente:

Código del tramo existente que se ha adaptado.

Número de secuencia que representa los tramos en que se ha dividido el tramo existente.

Tensión nominal.


Código VNR que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.


Longitud del tramo. Equipos de Protección y Seccionamiento Adaptado La información requerida es la siguiente:

Código del equipo existente.

Tensión nominal.

Código VNR que identifica el equipo.

Tipo de instalación (exterior o interior). 2.2.5.2 Subestaciones Subestación de Distribución MT/BT (SED MT/BT) Adaptada La información requerida es la siguiente:

Código de la SED MT/BT existente.


Potencia instalada.

Código VNR que identifica el tipo de subestación, potencia y fases. Subestación de Seccionamiento Adaptada La información requerida es la siguiente:

Código de la subestación existente.




2.2.5.3 Baja Tensión Tramo de Baja Tensión Adaptado La información requerida es la siguiente:

Código del tramo existente que se ha adaptado.

Número de secuencia que representa los tramos en que se ha dividido el tramo existente.


Tipo de servicio (servicio particular o alumbrado público).

Códigos VNR del servicio particular que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.

Código VNR del alumbrado público que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.

Código VNR del neutro que identifica el material, sección y fase del conductor o cable.


Longitud del tramo. Equipo de Alumbrado Público Adaptado La información requerida es la siguiente:

Código del equipo de alumbrado existente.


Código VNR que identifica el tipo de luminaria, tipo de lámpara y potencia.

Código del tipo de pastoral. Equipo de Control de Alumbrado Público Adaptado La información requerida es la siguiente:

Código del equipo de control.


Código VNR que identifica el tipo de equipo de control.

2.2.6 Información de las Instalaciones No Eléctricas Adaptadas

Para la elaboración de la información de las instalaciones eléctricas adaptadas se deberá tener en cuenta los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y Resoluciones del OSINERG. Los criterios de adaptación definitivos en cada fijación del VNR, serán establecidos por la GART del OSINERG durante el proceso de fijación, los mismos que serán comunicados oportunamente a las empresas. Terrenos Adaptados La información requerida es la siguiente:

Código del terreno existente.

Área adaptada.

Costo unitario.


Edificios y Construcciones Adaptadas La información requerida es la siguiente:

Código del edificio o construcción existente.

Área adaptada.

Costo unitario. Equipos y Vehículos de Transporte y Carga Adaptados La información requerida es la siguiente:

Código del equipo o vehículo existente.

Descripción.

Cantidad.

Costo unitario. Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control Adaptados La información requerida es la siguiente:


Descripción.

Cantidad.

Costo unitario. Equipos de Comunicación Adaptados La información requerida es la siguiente:


Descripción.

Cantidad.

Costo unitario. Equipos de Oficina Adaptados La información requerida es la siguiente:


Descripción.

Cantidad.

Costo unitario. Equipos de Computación Adaptados La información requerida es la siguiente:


Descripción.

Cantidad.

Costo unitario.


Otros Equipos Adaptados La información requerida es la siguiente:


Descripción.

Cantidad.

Costo unitario.


3. PROCEDIMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN DE LA INFORMACIÓN

En el presente capítulo se describe los procedimientos que las empresas deberán seguir para la elaboración de la información de las instalaciones de distribución eléctrica.

3.1 Pautas para la Elaboración de la Información

3.1.1 Estructuración de la Información

La información de las instalaciones de distribución eléctrica se organizará de acuerdo a la siguiente estructura:

ESTRUCTURA DE LA INFORMACIÓN

EMPRESA SECTORES TÍPICOS SISTEMAS ELÉCTRICOSCENTROS DE

TRANSFORMACIÓN

CENTRALES DE

GENERACIÓN AISLADAALIMENTADORES

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL

MEDIA

TENSIÓNSUBESTACIONES

BAJA

TENSIÓNTERRENOS

EDIFICIOS Y

CONSTRUCCIONES

EQUIPOS Y

VEHÍCULOS DE

TRANSPORTE y

CARGA

EQUIPOS DE

ALMACÉN,

MAESTRANZA,

MEDICIÓN y

CONTROL

EQUIPOS DE

COMUNICACIÓN

EQUIPOS

DE

OFICINA

EQUIPOS DE

COMPUTACIÓN

OTROS

EQUIPOS

INSTALACIONES NO ELÉCTRICASINSTALACIONES ELÉCTRICAS

COSTOS UNITARIOS DE

MEDIA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOS DE

SUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOS DE

BAJA TENSIÓN

ORGANIZACIÓN DE COSTOS

VNR

MEDIA TENSIÓN

VNR

SUBESTACIONES

VNR

BAJA TENSIÓN

VNR

INSTALACIONES NO

ELÉCTRICAS

VNR

ESTRUCTURA DE LA INFORMACIÓN

EMPRESA SECTORES TÍPICOS SISTEMAS ELÉCTRICOSCENTROS DE

TRANSFORMACIÓN

CENTRALES DE

GENERACIÓN AISLADAALIMENTADORES

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL

MEDIA

TENSIÓNSUBESTACIONES

BAJA

TENSIÓNTERRENOS

EDIFICIOS Y

CONSTRUCCIONES

EQUIPOS Y

VEHÍCULOS DE

TRANSPORTE y

CARGA

EQUIPOS DE

ALMACÉN,

MAESTRANZA,

MEDICIÓN y

CONTROL

EQUIPOS DE

COMUNICACIÓN

EQUIPOS

DE

OFICINA

EQUIPOS DE

COMPUTACIÓN

OTROS

EQUIPOS

INSTALACIONES NO ELÉCTRICASINSTALACIONES ELÉCTRICAS

COSTOS UNITARIOS DE

MEDIA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOS DE

SUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOS DE

BAJA TENSIÓN

ORGANIZACIÓN DE COSTOS

VNR

MEDIA TENSIÓN

VNR

SUBESTACIONES

VNR

BAJA TENSIÓN

VNR

INSTALACIONES NO

ELÉCTRICAS

VNR

3.1.1.1 Estructura Organizacional La información de las instalaciones de distribución eléctrica se consolidará de acuerdo a lo siguiente:

Empresa.



Sector Típico.

Sistema Eléctrico.


Alimentador de Media Tensión. 3.1.1.2 Estructura de las Instalaciones Eléctricas La información de las instalaciones eléctricas se consolidará en tres grupos: Media Tensión, Subestaciones y Baja Tensión. Asimismo, dentro de cada uno de los grupos mencionados, la información se consolidará de acuerdo a lo siguiente: Media Tensión Este grupo considera los siguientes componentes:

Red Aérea, con los siguientes subcomponentes: Red Aérea. Red Aérea – Neutro.

Red Subterránea, con los siguientes subcomponentes: Red Subterránea.

Equipos de Protección y Seccionamiento, con los siguientes subcomponentes: Interruptores. Seccionadores. Reconectadores. Otros.

Estructuras, con los siguientes subcomponentes: Estructuras.

Seccionamientos y Enlaces, con los siguientes subcomponentes: Seccionamientos y Enlaces.

Subestaciones Este grupo considera los siguientes componentes:

Subestaciones de Distribución MT/BT, con los siguientes subcomponentes: Subestación Aérea Monoposte. Subestación Aérea Biposte. Subestación Convencional. Subestación Compacta Pedestal. Subestación Compacta Bóveda.

Otras Subestaciones, con los siguientes subcomponentes: Subestación Elevadora/Reductora. Subestación de Seccionamiento.

Baja Tensión Este grupo considera los siguientes componentes:

Red Aérea, con los siguientes subcomponentes: Red Aérea Servicio Particular. Red Aérea Servicio Particular – Neutro. Red Aérea Servicio Particular – Sobre estructura SP. Red Aérea Alumbrado Público – Sobre estructura SP. Red Aérea Alumbrado Público – Sobre estructura AP. Equipos de Alumbrado Público.



Equipos de Control del Alumbrado Público. Estructuras de la Red Aérea Servicio Particular. Estructuras de la Red Aérea Alumbrado Público.

Red Subterránea, con los siguientes subcomponentes: Red Subterránea Servicio Particular. Red Subterránea Servicio Particular – Neutro. Red Subterránea Alumbrado Público – En zanja SP. Red Subterránea Alumbrado Público – En zanja AP. Equipos de Alumbrado Público. Equipos de Control del Alumbrado Público. Estructuras de la Red Subterránea Alumbrado Público.

3.1.1.3 Estructura de las Instalaciones No Eléctricas La información de las instalaciones no eléctricas se consolidará de acuerdo a lo siguiente: Instalaciones No Eléctricas Este grupo considera los siguientes componentes:

Terrenos, con los siguientes subcomponentes: Terrenos para Almacén de Equipos. Terrenos para Almacén de Vehículos. Terrenos para Oficinas. Terrenos para Centros Atención al Público. Otros Terrenos.

Edificios y Construcciones, con los siguientes subcomponentes: Almacén de Equipos. Almacén de Vehículos. Oficinas. Centros de Atención al Público. Otros Edificios y Construcciones.

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga, con los siguientes subcomponentes: Vehículos Administrativos. Vehículos Operativos. Equipos y Vehículos de Carga. Otros Equipos y Vehículos.

Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control, con los siguientes subcomponentes: Equipos de Almacén. Equipos de Maestranza. Equipos de Medición. Equipos de Control.

Equipos de Comunicación, con los siguientes subcomponentes: Telefonía Fija. Telefonía Móvil. Estaciones de Radio y Antenas. Radios Portátiles. Otros Equipos de Comunicación.



Equipos de Oficina, con los siguientes subcomponentes: Equipos para Oficina. Equipos para la Atención al Público. Otros Equipos de Oficina.

Equipos de Computación, con los siguientes subcomponentes: Equipos de Red de Cómputo. Estaciones de Trabajo. Impresoras. Servidores. Otros Equipos de Cómputo. Softwares Técnicos. Softwares de Gestión. Otros Softwares.

Otros Equipos, con los siguientes subcomponentes: Otros Equipos.

3.1.2 Tratamiento de la Información Técnica y Gráfica

En la elaboración de la información técnica y gráfica de las instalaciones de distribución

eléctrica, se deberá tener en cuenta las pautas que se indican en el anexo N 1, adicionalmente, se deberá tener en cuenta los siguientes aspectos: 3.1.2.1 Códigos VNR El código VNR es el que identifica las características físicas de los elementos de las

instalaciones de distribución eléctrica. La lista de códigos VNR se detallan en el anexo N 2. Los códigos VNR no podrán ser modificados por las empresas. De ser necesario nuevos códigos, éstos deberán ser solicitados al OSINERG.

En el anexo N 3 se indican los códigos de empresa, sector típico y sistema eléctrico, los códigos de grupos, componentes y subcomponentes, así como otros necesarios para la elaboración de la información. 3.1.2.2 Tablas de Datos Las tablas de datos se elaborarán en tablas de texto y contendrán la información de las instalaciones de distribución eléctrica con los atributos técnicos y gráficos respectivos. Los campos numéricos a utilizarse en todas las tablas no contendrán más de dos decimales. Las tablas de datos servirán de base para la carga de la información a un sistema de base de datos que será proporcionado por el OSINERG. La estructura de las tablas de datos se

detalla en el anexo N 4. 3.1.2.3 Identificador Único de los Elementos Cada elemento, sea de una instalación eléctrica o no eléctrica, o información catastral, debe tener un identificador único (código) con las siguientes características:

Es único, sin repetición en su respectiva tabla.

Es invariable durante la vida del elemento.



Es asignado libremente por cada empresa.

Está conformado por caracteres alfanuméricos.

Tiene una longitud mínima de un caracter y una longitud máxima señalada en cada tabla.

3.1.2.4 Altas y Bajas de las Instalaciones Las altas y bajas de las instalaciones de distribución eléctrica se controlan a través de tres datos: la fecha de puesta en servicio, la fecha de retiro y el estado del elemento con respecto a la fijación anterior. Todos los elementos informados tienen una fecha de puesta en servicio, en tanto que la fecha de retiro sólo se usa al dar de baja un elemento. En el

anexo N 1 se indican las pautas para las altas y bajas de las instalaciones. 3.1.2.5 Información Gráfica Cada empresa preparará toda la información gráfica utilizando coordenadas UTM

relacionadas a una sola zona (zona 17, 18 ó 19). En el anexo N 1 se indican las pautas para la elaboración de la información gráfica.

3.2 Procesos

Para la elaboración de la información técnica y gráfica, las empresas de distribución eléctrica tendrán en cuenta los siguientes procesos:

Elaboración de la Información Técnica y Gráfica.

Carga y Validación de la Información Técnica y Gráfica.

Altas y Bajas de las Instalaciones Existentes.

Consolidación de Metrados de las Instalaciones.

Valorización de las Instalaciones.

3.2.1 Elaboración de la Información Técnica y Gráfica

Corresponde a las empresas de distribución eléctrica la elaboración de la información técnica y gráfica de acuerdo con las pautas y procesos señalados en la presente guía. Entre las actividades a realizar se tienen las de recopilación, estructuración y codificación de la información. Las actividades de recopilación están compuestas por las tareas de campo y gabinete que permitan reflejar la situación, a una determinada fecha, de las instalaciones de distribución eléctrica. Para el desarrollo de estas tareas, las empresas harán uso de recursos de personal (propios o terceros) y de sistemas de información bajo su responsabilidad. La actividades de estructuración y codificación comprende las tareas de elaboración de la información teniendo presente la estructuración organizacional y de las instalaciones señalada, así como los códigos VNR.

Las tablas de datos que se elaborarán con la información se detallan en el anexo N 4.

3.2.2 Carga y Validación de la Información Técnica y Gráfica

La carga y validación de la información técnica y gráfica será realizada por las empresas tomando como base las tablas de datos elaboradas y haciendo uso de un sistema de base



de datos que será proporcionado por el OSINERG. El sistema que proporcionará el OSINERG permitirá la carga de la información y su validación, consolidación de metrados y su valorización, reporte y remisión de la información del VNR de las instalaciones de distribución eléctrica. La validación de la información técnica y gráfica permitirá detectar posibles inconsistencias de la información previamente a la remisión de la misma al OSINERG.

3.2.3 Altas y Bajas de las Instalaciones Existentes 1

Comprende las actividades, que efectuarán las empresas, relacionadas con la actualización del registro de altas y bajas de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes. El proceso de Alta se da por la inclusión de nuevas instalaciones eléctricas y no eléctricas debido a las siguientes razones: Por reforzamiento de las instalaciones (conductores, cables, equipos de protección y

seccionamiento, subestaciones, etc.). Por reemplazo de instalaciones producto de mejoras tecnológicas en los elementos

componentes de dichas instalaciones (conductores, cables, equipos de protección y seccionamiento, subestaciones, etc.).

Por la ejecución de obras o instalaciones nuevas. Por la remodelación de las instalaciones. El proceso de Baja se presenta cuando la empresa retira instalaciones existentes, lo cual puede ocurrir por las siguientes razones: Por reforzamiento de las instalaciones (conductores, cables, equipos de protección y



Por renovación debido al cumplimiento de la vida útil de la instalación. Por la remodelación de las instalaciones. Las empresas elaborarán y realizarán el mantenimiento de la información de altas y bajas de las instalaciones de acuerdo a las pautas que se señalan en el anexo N° 1.”

1 Numeral modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha

19.07.2006. El texto anterior era el siguiente:

“3.2.3. Altas y Bajas de las Instalaciones Existentes

Comprende las actividades, que efectuarán las empresas, relacionadas con la actualización del registro de altas y bajas de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes. El proceso de Alta se da por la inclusión de nuevas instalaciones eléctricas y no eléctricas debido a las siguientes razones:

Por reforzamiento de la red.

Por reemplazo de instalaciones producto de mejoras tecnológicas.

Por la ejecución de obras o instalaciones nuevas. El proceso de Baja se presenta cuando la empresa retira instalaciones existentes, lo cual puede ocurrir por las siguientes razones:

Por reforzamiento de la red.

Por reemplazo de instalaciones producto de mejoras tecnológicas.

Por renovación debido al cumplimiento de la vida útil de la instalación. Las empresas elaborarán y realizarán el mantenimiento de la información de las altas y bajas de las instalaciones

de acuerdo a las pautas que se señalan en el anexo N 1”.



3.2.4 Consolidación de Metrados de las Instalaciones

La consolidación de los metrados será realizada a través del sistema de base de datos de acuerdo a la estructuración de la información señalada en las pautas para la elaboración de la información.



3.2.5 Valorización de las Instalaciones

Para efectos de la entrega de la información, la valorización de las instalaciones se realizará con los Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones de Distribución Eléctrica establecidos en la última fijación del VNR. La valorización de las instalaciones existentes tomará en cuenta los metrados de las instalaciones existentes. La valorización de las instalaciones adaptadas tomará en cuenta los metrados de las instalaciones adaptadas obtenidas de acuerdo a los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y Resoluciones del OSINERG. Para efectos de la presentación de la información del VNR, las empresas utilizarán los criterios de adaptación que se señalan en el anexo N° 6.

3.2.6 Remisión de la Información

La información de las instalaciones de distribución eléctrica será remitida por las empresas de acuerdo a lo señalado en el capítulo 5 de la presente guía.


4. CÁLCULO DEL VNR

El cálculo del VNR de las instalaciones de distribución eléctrica se realizará de acuerdo a los criterios establecidos por la Ley de Concesiones Eléctricas y Resoluciones del OSINERG, así como los criterios que establezca el OSINERG en las fijaciones del VNR, con la información, reportada por las empresas, de los metrados y costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica al 30 de junio del año anterior a aquel en que se regulen las tarifas de distribución eléctrica.

4.1 Etapas del Proceso

El proceso de cálculo del VNR se realizará de acuerdo a las siguientes etapas: Primera Etapa – Validación de la información presentada por las empresas de distribución eléctrica. Segunda Etapa – Determinación de los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución

eléctrica por sector de distribución típico. Tercera Etapa – Cálculo del VNR. En el siguiente diagrama se muestra un resumen del proceso de cálculo del VNR:



Proceso de Cálculo del Valor Nuevo de ReemplazoProceso de Cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo

Carga de la información

en base de datos

Resultados del cálculo del VNR

Inicio

Plataforma

Técnica y

GráficaRevisión de la base de datos y

la información técnica

Verificación de la

información en campo

Informe técnico

VNR de las instalaciones de distribución

Observaciones a

las empresas

Etapa 1

Etapa 2

Análisis de la informaciónMateriales y recursos

Armados de construcción típicos

Costos estándar de inversión

Presentación de la información por

parte de las empresas

Revisión de la información

Determinación de los costos

estándar de inversión

Etapa 3

Determinación de las instalaciones

de distribución eléctricaAplicación de los criterios técnicos de

optimización de acuerdo a los criterios de la LCE

Observaciones a

las empresas

Valorización de las instalaciones

de distribución eléctrica

Información validada

Fin

Subsanación de

observaciones

Subsanación de

observaciones

Proceso de Cálculo del Valor Nuevo de ReemplazoProceso de Cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo

Carga de la información

en base de datos

Resultados del cálculo del VNR

Inicio

Plataforma

Técnica y

GráficaRevisión de la base de datos y

la información técnica

Verificación de la

información en campo

Informe técnico

VNR de las instalaciones de distribución

Observaciones a

las empresas

Etapa 1

Etapa 2

Análisis de la informaciónMateriales y recursos

Armados de construcción típicos

Costos estándar de inversión

Presentación de la información por

parte de las empresas

Revisión de la información

Determinación de los costos

estándar de inversión

Etapa 3

Determinación de las instalaciones

de distribución eléctricaAplicación de los criterios técnicos de

optimización de acuerdo a los criterios de la LCE

Observaciones a

las empresas

Valorización de las instalaciones

de distribución eléctrica

Información validada

Fin

Subsanación de

observaciones

Subsanación de

observaciones

4.1.1 Validación de la Información

La validación de la información tiene por finalidad contar con información válida de las instalaciones de distribución eléctrica existentes a partir de la cual se determinarán las instalaciones de distribución eléctrica adaptadas. La validación comprenderá la revisión de la consistencia de la información técnica y gráfica reportada por las empresas. Las observaciones que se encuentren en la etapa de validación



serán comunicadas a las empresas con la finalidad de que las empresas mejoren la calidad de la información reportada. Asimismo, como parte del proceso de validación de la información se realizará la verificación en campo de la información de las instalaciones existentes, para lo cual se realizará un proceso de selección donde se priorizará las instalaciones posteriores a la última fijación del VNR. Se verificará lo siguiente: Instalaciones Eléctricas – Alimentadores de media tensión comprendidos por la red de media tensión y, los

equipos de protección y seccionamiento, así como las subestaciones de distribución MT/BT, subestaciones de seccionamiento, subestaciones elevadoras/reductoras y subestaciones de terceros asociadas.

– Subestaciones de distribución MT/BT comprendidas por la red de baja tensión del servicio particular y alumbrado público asociadas.

Instalaciones No Eléctricas – Terrenos, edificios, construcciones, vehículos, equipos de computo, equipos de almacén,

equipos de comunicación, equipos de oficina y otros. Las observaciones que se encuentren como consecuencia de la verificación de campo serán comunicadas a las empresas. Si éstas no son absueltas satisfactoriamente se aplicará un factor de ajuste a nivel empresa aplicable al VNR de las instalaciones de distribución eléctrica.

4.1.2 Determinación de los Costos Estándar de Inversión

Los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica por sector típico permitirán el cálculo del VNR de las instalaciones de distribución eléctrica. Dichos costos considerarán costos de mercado de materiales y recursos, diseños óptimos de las instalaciones y la información remitida por las empresas de distribución eléctrica en el sistema que el OSINERG establezca para tal fin. Asimismo, consideran los costos indirectos de la empresa de distribución eléctrica como costos de ingeniería, gastos generales e interés intercalario. Las empresas reportarán al OSINERG, en los plazos y medios que se establezcan, los estudios sustentatorios de los costos estándar de inversión con el detalle de los costos y cantidades de los materiales y recursos utilizados que deberán ser sustentados a través de órdenes de compra, contratos de compra, facturas, etc., así como, estudios de análisis de rendimientos para el sustento de las cantidades de recursos. La obtención de los costos mencionados considerarán diseños óptimos con economías de escala adecuadas y costos de mercado. Los costos estándar de inversión por sector típico deberán ser desarrollados para las siguientes instalaciones de distribución eléctrica. Media Tensión

Red Aérea.



Red Aérea. Red Aérea – Neutro.

Red Subterránea. Red Subterránea.

Equipos de Protección y Seccionamiento. Interruptores. Seccionadores. Reconectadores. Otros.

Subestaciones

Subestaciones de Distribución MT/BT. Subestación Aérea Monoposte. Subestación Aérea Biposte. Subestación Convencional. Subestación Compacta Pedestal. Subestación Compacta Bóveda.

Otras Subestaciones. Subestación Elevadora/Reductora. Subestación de Seccionamiento.

Baja Tensión

Red Aérea. Red Aérea Servicio Particular. Red Aérea Servicio Particular – Neutro. Red Aérea Servicio Particular – Sobre estructura SP. Red Aérea Alumbrado Público – Sobre estructura SP. Red Aérea Alumbrado Público – Sobre estructura AP. Equipos de Alumbrado Público. Equipos de Control del Alumbrado Público.

Red Subterránea. Red Subterránea Servicio Particular. Red Subterránea Servicio Particular – Neutro. Red Subterránea Alumbrado Público – En zanja SP. Red Subterránea Alumbrado Público – En zanja AP. Equipos de Alumbrado Público. Equipos de Control del Alumbrado Público. Estructuras de la Red Subterránea Alumbrado Público.

Los costos estándar de inversión se organizarán de acuerdo a lo siguiente:



ORGANIZACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN

EMPRESA

COSTOS POR CADA

SECTOR TÍPICO

COSTOS UNITARIOS

SUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOS

BAJA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOS

MEDIA TENSIÓN

ORGANIZACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN

EMPRESA

COSTOS POR CADA

SECTOR TÍPICO

COSTOS UNITARIOS

SUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOS

BAJA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOS

MEDIA TENSIÓN

4.1.3 Cálculo del VNR

El cálculo del VNR comprenderá la determinación y valorización de las instalaciones de distribución eléctrica y de las inversiones no eléctricas de las empresas de distribución eléctrica de acuerdo con los criterios de prestación del mismo servicio, tecnología vigente, precios vigentes y rechazo de bienes innecesarios establecidos por la Ley de Concesiones Eléctricas. El cálculo del VNR al 30 de junio del año que corresponda, se realizará a partir del metrado (base) aprobado en la última fijación del VNR, para lo cual se considerará las altas y las bajas de las instalaciones de distribución eléctrica ocurridas en el último periodo de cuatro años.

ialiii MABMBM )4(4

Donde:

Mi : Metrado al 30 de junio del año que corresponda (año i)

MBi-4 : Metrado base aprobado en la última fijación del VNR (año (i-4))

MAB(i-4) al i : Metrado de las altas menos las bajas ocurridas en el periodo (i-4) al i

El VNR de las instalaciones de distribución eléctrica adaptadas al 30 de junio del año que corresponda se obtendrá mediante la siguiente fórmula:

iii CEIMVNR

Donde:

VNRi : VNR al 30 de junio del año que corresponda (año i)



Mi : Metrado al 30 de junio del año que corresponda (año i)

CEIi : Costos Estándar de Inversión al 30 de junio del año que corresponda (año i)


5. REMISIÓN DE LA INFORMACIÓN

La información que se reportará al OSINERG para la actualización del VNR, corresponderá a la situación de las instalaciones al 30 de junio del año anterior a aquel en que se fijen las tarifas de distribución eléctrica. La fecha límite de presentación será el 30 de setiembre del año que corresponda. Las empresas de distribución eléctrica remitirán anualmente al OSINERG las altas y bajas de sus instalaciones al 30 de junio de cada año. La fecha límite de presentación será el 30 de setiembre del mismo año. La información se remitirá en archivos magnéticos haciendo uso del sistema de base de datos que proporcionará OSINERG. Los formatos de reporte de la información se organizarán de acuerdo a lo siguiente: Formatos de la estructura organizacional. Formatos de las instalaciones de distribución eléctrica. Formatos de los costos estándar de inversión.

5.1 Formatos de la Estructura Organizacional

Los formatos son los siguientes:

ST Sectores Típicos por Empresa SE Sistemas Eléctricos por Empresa CT Centros de Transformación por Empresa AL Alimentadores por Centro de Transformación SB Subestaciones por Alimentador

5.2 Formatos de las Instalaciones de Distribución Eléctrica

Los formatos se organizarán de acuerdo a lo siguiente: 1. A NIVEL DE EMPRESA

A1 Formato Resumen del VNR A2 Formato Resumen del VNR por Sector Típico y Sistema Eléctrico



2. A NIVEL DE SECTOR TÍPICO

B1 Formato Resumen del VNR 3. A NIVEL DE SISTEMA ELÉCTRICO

C1 Formato Resumen del VNR C2 Formato del VNR de las Instalaciones No Eléctricas

4. A NIVEL DE MEDIA TENSIÓN

CM1 Formato del VNR y Metrado de Media Tensión por Sistema Eléctrico CM2 Metrado de Media Tensión por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación CM3 Formato del VNR y Metrado de Media Tensión por Centro de Transformación CM4 Metrado de Media Tensión por Centro de Transformación y Alimentador CM5 Formato del VNR y Metrado de Media Tensión por Alimentador

5. A NIVEL DE SUBESTACIONES

CS1 Formato del VNR y Metrado de Subestaciones por Sistema Eléctrico CS2 Metrado de Subestaciones por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación CS3 Formato del VNR y Metrado de Subestaciones por Centro de Transformación CS4 Metrado de Subestaciones por Centro de Transformación y Alimentador CS5 Formato del VNR y Metrado de Subestaciones por Alimentador CS6 Relación de Subestaciones por Centro de Transformación y Alimentador

6. A NIVEL DE BAJA TENSIÓN

CB1 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión por Sistema Eléctrico CB2 Metrado de Baja Tensión por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación CB3 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión por Centro de Transformación CB4 Metrado de Baja Tensión por Centro de Transformación y Alimentador CB5 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión por Alimentador CB6 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión por Subestación CB7 Metrado de Baja Tensión por Subestación y Circuito CB8 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión por Circuito



VNR MEDIA TENSIÓN

POR SISTEMA

ELÉCTRICO

VNR SUBESTACIONES

POR SISTEMA

ELÉCTRICO

VNR BAJA TENSIÓN POR

SISTEMA ELÉCTRICO

VNR INSTALACIONES NO

ELÉCTRICAS A NIVEL DE

SISTEMA ELÉCTRICO

CM1 CS1 CB1 C2

METRADO MEDIA

TENSIÓN POR SISTEMA

ELÉCTRICO Y CENTRO

DE TRANSFORMACIÓN

METRADO

SUBESTACIONES POR

SISTEMA ELÉCTRICO Y

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

METRADO BAJA


ELÉCTRICO Y CENTRO

DE TRANSFORMACIÓN

CM2 CS2 CB2

VNR MEDIA TENSIÓN

POR CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

VNR SUBESTACIONES

POR CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN


CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

CM3 CS3 CB3

METRADO MEDIA

TENSIÓN POR CENTRO

DE TRANSFORMACIÓN Y

ALIMENTADOR

METRADO

SUBESTACIONES POR

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN Y

ALIMENTADOR

METRADO BAJA

TENSIÓN POR CENTRO


ALIMENTADOR

CM4 CS4 CB4

VNR MEDIA TENSIÓN

POR ALIMENTADOR

VNR SUBESTACIONES

POR ALIMENTADOR


ALIMENTADOR

CM5 CS5 CB5

VNR A NIVEL DE EMPRESA

VNR A NIVEL DE SECTOR TÍPICO

VNR A NIVEL DE SISTEMA ELÉCTRICO


SUBESTACIÓN

CB6

METRADO BAJA

TENSIÓN POR

SUBESTACIÓN Y

CIRCUITO

CB7


CIRCUITO

CB8

A1

A2

B1

C1

RELACIÓN DE

SUBESTACIONES POR

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN Y

ALIMENTADOR

CS6

VNR MEDIA TENSIÓN

POR SISTEMA

ELÉCTRICO

VNR SUBESTACIONES

POR SISTEMA

ELÉCTRICO


SISTEMA ELÉCTRICO

VNR INSTALACIONES NO

ELÉCTRICAS A NIVEL DE

SISTEMA ELÉCTRICO

CM1 CS1 CB1 C2

METRADO MEDIA


ELÉCTRICO Y CENTRO

DE TRANSFORMACIÓN

METRADO

SUBESTACIONES POR

SISTEMA ELÉCTRICO Y

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

METRADO BAJA


ELÉCTRICO Y CENTRO

DE TRANSFORMACIÓN

CM2 CS2 CB2

VNR MEDIA TENSIÓN

POR CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

VNR SUBESTACIONES

POR CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN


CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

CM3 CS3 CB3

METRADO MEDIA

TENSIÓN POR CENTRO


ALIMENTADOR

METRADO

SUBESTACIONES POR

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN Y

ALIMENTADOR

METRADO BAJA

TENSIÓN POR CENTRO


ALIMENTADOR

CM4 CS4 CB4

VNR MEDIA TENSIÓN

POR ALIMENTADOR

VNR SUBESTACIONES

POR ALIMENTADOR


ALIMENTADOR

CM5 CS5 CB5

VNR A NIVEL DE EMPRESA

VNR A NIVEL DE SECTOR TÍPICO

VNR A NIVEL DE SISTEMA ELÉCTRICO


SUBESTACIÓN

CB6

METRADO BAJA

TENSIÓN POR

SUBESTACIÓN Y

CIRCUITO

CB7


CIRCUITO

CB8

A1

A2

B1

C1

RELACIÓN DE

SUBESTACIONES POR

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN Y

ALIMENTADOR

CS6

5.3 Formatos de los Costos Estándar de Inversión

Los formatos son los siguientes:

CUMT Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas de Media Tensión

CUSE Costos Estándar de Inversión de Subestaciones



CUBT Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas de Baja

Tensión Los formatos que se entregarán en medio impreso son los siguientes: A nivel de empresa (formatos A1 y A2). A nivel de sector típico (formato B1). A nivel de sistema eléctrico (formato C1).

En el anexo N 5 se adjunta los formatos de la estructura organizacional, las instalaciones de distribución eléctrica y los costos estándar de inversión.


Disposición Complementaria Única.- Las empresas concesionarias de distribución eléctrica que atiendan hasta 20 000 usuarios sujetos a regulación de precios, podrán remitir su información del VNR de acuerdo a lo siguiente:

La información alfanumérica a través de los formatos contenidos en el anexo N 5 de la guía, utilizando las correspondientes listas de códigos complementarios y códigos VNR.

La información gráfica a través de tecnologías gráficas (aplicaciones CAD o similares).

Disposición Transitoria Única.- Para la fijación del VNR correspondiente al año 2005 con información al 30/06/2004, las altas y bajas se determinarán por diferencia de la información consolidada a nivel empresa. A partir de julio de 2004, las empresas deberán llevar el control de las altas y bajas de sus instalaciones, de acuerdo con lo señalado en la presente guía.


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Anexos

Anexo 1 : Pautas para la Elaboración de la Información Anexo 2 : Lista de Códigos VNR Anexo 3 : Lista de Códigos Complementarios Anexo 4 : Estructura de Datos Anexo 5 : Formatos de Valorización y Metrados

Anexo 6 : Criterios Técnicos de Adaptación


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ANEXO N 1

PAUTAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA INFORMACIÓN 1. Criterios para el Relevamiento de la Información A continuación se desarrollan los criterios centrales para la asignación de componentes y subcomponentes de las instalaciones de distribución eléctrica. El objetivo central de este desarrollo es establecer como principio fundamental la no validez de una doble inclusión de ningún componente o subcomponente. Nada debe estar repetido o duplicado pues conlleva a un doble reconocimiento. Una regla general relevante esta referido al orden de asignación de los componentes y subcomponentes: Se asignan las redes de media tensión (MT) y sus estructuras. Luego se sigue con las redes de servicio particular (SP). Finalmente las redes de alumbrado público (AP). De esta manera, si se encuentra estructuras que pertenecen a MT pero son usadas también por otras redes, estas estructuras quedarán asignadas a MT. Igual ocurre con estructuras que estan siendo usadas por redes SP y AP, pues las estructuras quedarán asignadas a SP. Entre los criterios para el relevamiento de la información que se desarrollan a continuación están incluidos: el tratamiento de las redes compartidas, estructuras compartidas, redes autoportantes, subestaciones de transformación del tipo elevadora/reductora, subestaciones de seccionamiento, redes de distribución eléctrica de sistemas aislados, centros de transformación que alimentan dos o más sistemas eléctricos, etc. Caso 1: Red Aérea SP y AP Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular (SP). A2 Red aérea alumbrado público (AP) - sobre estructura SP. A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se reporta la estructura “P”.

SP

AP

Estructura “P”

Red : SPAP sobre estructura SP

Estructura : SP

SP

AP

Estructura “P”

Red : SPAP sobre estructura SP

Estructura : SP


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Si se tiene una red aérea servicio particular y red aérea alumbrado público sobre una misma estructura, al hacer el relevamiento de la información, la estructura será considerada en el metrado correspondiente a la red aérea servicio particular. Caso 2: Red Aérea AP sobre estructura exclusiva Se tiene: A3 Red aérea alumbrado público - sobre estructura AP. A6.2 Estructuras de la red aérea alumbrado público. Se reporta la estructura “P”.

AP

Estructura “P”

Red : APEstructura : AP

AP

Estructura “P”

Red : APEstructura : AP

Tratándose de una red aérea alumbrado público con estructuras exclusivas, el metrado de las estructuras serán parte de la red aérea alumbrado público. Caso 3: Red Subterránea SP y AP Se tiene: B1.1 Red subterránea servicio particular. B2 Red subterránea alumbrado público - en zanja SP. B6 Estructuras de la red subterránea alumbrado público. Se reporta la estructura “P”.

Estructura “P”

SPAP

Red : SPAP en zanja SP

Estructura : AP

Estructura “P”

SPAP

Red : SPAP en zanja SP

Estructura : AP


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Si se tiene red subterránea servicio particular y red subterránea alumbrado público en la misma zanja, al hacer el relevamiento de la información, la estructura será considerada en el metrado correspondiente a la red subterránea alumbrado público. Caso 4: Red Aérea SP Se tiene: A.1.1 Red aérea servicio particular. A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se reporta la estructura “P”.

SP

Estructura “P”

Red : SPEstructura : SP

SP

Estructura “P”

Red : SPEstructura : SP

Al tratarse de una red aérea servicio particular en estructuras exclusivas, el metrado de las estructuras serán parte de la red aérea servicio particular. Caso 5: Red Aérea SP y AP sobre estructura MT Se tiene: Baja Tensión A1.1 Red aérea servicio particular sobre estructura tipo E (sin estructura o red compartida). A2 Red aérea alumbrado público sobre estructura tipo E (sin estructura o red compartida). Media Tensión D1 Estructuras de media tensión. La estructura “P” se reporta en media tensión.


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SP

AP

Estructura “P” (MT)

Red : SP (tipo E)AP sobre estructura SP (tipo E)

Estructura : MT

SP

AP


Red : SP (tipo E)AP sobre estructura SP (tipo E)

Estructura : MT

En el caso de uso compartido de una estructura perteneciente a una red de media tensión tanto por una red aérea servicio particular como por una red aérea alumbrado público, la estructura debe ser considerada dentro del metrado de las estructuras de media tensión. Caso 6: Red Aérea AP sobre estructura MT Se tiene: Baja Tensión A3 Red aérea alumbrado público sobre estructura tipo E (sin estructura o red compartida). Media Tensión D1 Estructuras de media tensión. La estructura “P” se reporta en media tensión.

AP


Red : AP (tipo E)Estructura : MT

AP


Red : AP (tipo E)Estructura : MT

En el caso de uso compartido de una estructura perteneciente a una red de media tensión por una red aérea alumbrado público, la estructura debe ser considerada dentro del metrado de las estructuras de media tensión.


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Caso 7: Red Aérea SP (varios SP) y AP Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular, sobre estructura de madera (A), hormigón (B), concreto (C) o fierro (D). A1.3 Red aérea servicio particular - sobre estructura SP con el mismo tipo de estructura reportado en A1.1. A2 Red aérea alumbrado público - sobre estructura SP con el mismo tipo de estructura reportado en A1.1. A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se reporta la estructura “P”.

SP

AP

Estructura “P”

Ejemplo: Concreto ( C )

Red : SP (tipo C)

SP sobre estructura SP (tipo C)

AP sobre estructura SP (tipo C)

Estructura : SP (tipo C)

SP

SP

AP

Estructura “P”

Ejemplo: Concreto ( C )

Red : SP (tipo C)

SP sobre estructura SP (tipo C)

AP sobre estructura SP (tipo C)

Estructura : SP (tipo C)

SP

Cuando se tengan varias redes de servicio particular y alumbrado público sobre una misma estructura, el metrado de las estructuras deberá ser considerado en la red aérea servicio particular, en tanto que para el resto de redes (otras de servicio particular y alumbrado público) se considerará que comparten la estructura y se reportará con el mismo tipo de estructura. Caso 8: Red Aérea SP y AP sin estructura (adosada a muro) Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular sobre estructura tipo E (sin estructura o red compartida). A2 Red aérea alumbrado público sobre estructura tipo E (sin estructura o red compartida).


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SP

AP

Nodo

Red : SP (tipo E)

AP sobre estructura SP (tipo E)

SP

AP

Nodo

Red : SP (tipo E)

AP sobre estructura SP (tipo E)

Si se tiene una red de servicio particular y una de alumbrado público llegando a nodos (adosada a muro), no hay estructuras que cuantificar, por lo que la red deberá ser reportada como tipo E (sin estructura o red compartida). Caso 9: Derivación en nodo (en red aérea no soportada en estructura) Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular, (V1 + V2) sobre el tipo de estructura correspondiente. A2 Red aérea alumbrado público, (V1 + V2) sobre el mismo tipo de estructura del servicio particular. A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular.

Red : SP (V1 + V2)

AP sobre estructura SP (V1 + V2)

Estructura : SP

Nodo

V1 V2

Red : SP (V1 + V2)

AP sobre estructura SP (V1 + V2)

Estructura : SP

Nodo

V1 V2

Caso 10: Red Aérea SP y AP en estructura compartida Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular, sobre estructura de madera (A), hormigón (B), concreto (C) o fierro (D). A2 Red aérea alumbrado público - sobre estructura SP con el mismo tipo de estructura reportado en A1.1. A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se reporta la estructura “P”.


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SP (C1)

AP

Red : SP (Circuito 1 y 2)

AP sobre SP (Circuito 1 y 2)

Estructura : SP

SP (C2)

AP

Estructura “P”

SP (C1)

AP

Red : SP (Circuito 1 y 2)

AP sobre SP (Circuito 1 y 2)

Estructura : SP

SP (C2)

AP

Estructura “P”

La estructura compartida debe incluirse una sola vez, como parte del metrado de las estructuras de la red aérea servicio particular. Caso 11: Red AP en cruce de vía Se tiene: A3 Red aérea alumbrado público. A4 Equipos de AP en estructuras de la red aérea alumbrado público. A6.2 Estructuras de la red aérea alumbrado público. B3 Red subterránea alumbrado público.

AP

Red : AP red aéreaAP red subterránea (cruce)

Estructuras : AP

AP

AP

Red : AP red aéreaAP red subterránea (cruce)

Estructuras : AP

AP

Las estructuras serán cuantificadas como parte de la red aérea alumbrado público. Caso 12: Derivación en “T” Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular (V1). A2 Red aérea alumbrado público - sobre estructura SP (V1). A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular.


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Red : SP (V1)

AP sobre estructura SP (V1)

Nodo

V1

Red : SP (V1)

AP sobre estructura SP (V1)

Nodo

V1

Las estructuras serán consideradas en el metrado correspondiente a la red aérea servicio particular. Caso 13: Red AP en estructura compartida Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular, sobre estructura de madera (A), hormigón (B), concreto (C) o fierro (D). A2 Red aérea alumbrado público - sobre estructura SP con el mismo tipo de estructura reportado en A1.1. A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se reporta la estructura “P”.

SP (C1)

AP (C1)

Red : SP (Circuito 1)

AP sobre estructura SP (Circuito 1)

AP (Circuito 2)

Estructura : SP

AP (C2)

Estructura “P”

SP (C1)

AP (C1)

Red : SP (Circuito 1)

AP sobre estructura SP (Circuito 1)

AP (Circuito 2)

Estructura : SP

AP (C2)

Estructura “P”

La estructura compartida debe incluirse una sola vez, como parte del metrado de las estructuras de la red aérea servicio particular. Caso 14: Redes Autoportantes En el caso de redes autoportantes que cuenten con red de servicio particular y con red de alumbrado público, se deberá presentar la información indicando primero los cables correspondientes al servicio particular y luego los cables correspondientes al alumbrado público. El código VNR en ambos casos es el mismo.


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En los campos de código VNR de la tabla “Tramo de Baja Tensión” se repetirá el código VNR correspondiente tal como se muestra en los siguientes ejemplos: Red aérea SP + AP autoportante de aluminio 3x35 mm2 + 1x25 mm2 + portante (Código

VNR = AS035125).

Código Sección Subcomponente

AS035125 3x35 mm2 SP

AS035125 1x25 mm2 AP sobre estructura SP

Red aérea SP + AP autoportante de cobre 3x10 mm2 + 2x10 mm2 + portante (Código

VNR = CS010210).

Código Sección Subcomponente

CS010210 3x10 mm2 SP

CS010210 2x10 mm2 AP sobre estructura SP

Las estructuras en este caso son compartidas y serán consideradas en la red aérea servicio particular. Caso 15: Subestaciones Elevadoras/Reductoras Estas subestaciones se utilizan para elevar o reducir el nivel de tensión en un determinado punto de la red. Constituyen un tipo dentro de la entidad subestaciones. Para este caso, se requiere la información de la tensión en cada uno de los nodos de enlace, de entrada y salida. Las subestaciones elevadoras/reductoras sólo se remitirán de manera referencial para las instalaciones eléctricas existentes. No se consideran como parte del sistema económicamente adaptado. Caso 16: Subestaciones de Seccionamiento Constituyen un tipo dentro de la entidad subestaciones, con la particularidad de que no contienen transformadores.

Subestación de Seccionamiento

Modelo

21

345

21

345

Subestación de Seccionamiento

Modelo

21

345

21

345


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Caso 17: Centros de Transformación que alimentan dos o más Sistemas Eléctricos En estos casos, cada alimentador va asociado únicamente a un sistema eléctrico, al cual pertenece.

Sistema

Eléctrico 3

Sistema

Eléctrico 1

Sistema

Eléctrico 2

Centro de

Transformación

AT/MT

Sistema

Eléctrico 3

Sistema

Eléctrico 1

Sistema

Eléctrico 2

Centro de

Transformación

AT/MT

Caso 18: Redes de Distribución de Sistemas Aislados En la mayoría de los sistemas aislados, las redes no se inician en una salida perteneciente a un Centro de Transformación sino en el punto de entrega de alguna otra fuente de energía, tal como una central hidráulica o térmica. Pueden existir dos casos: Una central de generación aislada con salida en baja tensión y una subestación de

transformación que eleve el voltaje de salida a media tensión, con lo que el sistema eléctrico estaría compuesto por redes de media tensión, subestaciones y redes de baja tensión.

Una central de generación aislada con salida en baja tensión, con lo que el sistema eléctrico estaría compuesto por redes baja tensión.

~Red de Media Tensión

Subestaciones

Red de Baja Tensión

Central de

Generación

Aislada

Transformador

Elevador BT/MT

Modelo

~Central de

Generación

Aislada

Salida de

Media Tensión

Tramo de

Media Tensión

~ Red de Baja Tensión

Central de

Generación

Aislada

Modelo

~Central de

Generación

Aislada

Salida de Baja

Tensión

Tramo de Baja

Tensión

~Red de Media Tensión

Subestaciones

Red de Baja Tensión

Central de

Generación

Aislada

Transformador

Elevador BT/MT

Modelo

~Central de

Generación

Aislada

Salida de

Media Tensión

Tramo de

Media Tensión

~ Red de Baja Tensión

Central de

Generación

Aislada

Modelo

~Central de

Generación

Aislada

Salida de Baja

Tensión

Tramo de Baja

Tensión

Caso 19: Redes de Terceros El reporte de la información de las instalaciones de terceros, relacionada con las redes, será de carácter opcional sólo en los casos que no sean utilizadas para atender a los usuarios del servicio público de electricidad.


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2. Criterios para el Tratamiento de la Información Gráfica Alcance El procedimiento que se describe a continuación es aplicable a todas las entidades que tienen una representación gráfica, lo cual comprende las instalaciones eléctricas, instalaciones no eléctricas e información catastral. Generalidades El Perú está comprendido dentro de tres zonas internacionales, que son la 17, 18 y 19 de las coordenadas UTM. El eje de abscisas de cada zona está subdividida de 100 000 en 100 000 metros, empezando en 150 000 y terminando en 850 000 para cada zona. Cada empresa de acuerdo a su zona de concesión puede tener sus redes dentro de una o más zonas de coordenadas UTM, por lo cual se hace necesaria una metodología para la uniformización de dicha información georeferenciada. De acuerdo a lo anterior se puede presentar los siguientes casos: CASO 1: La información de la empresa se encuentra dentro de una sola zona de

coordenadas UTM.

En este caso la empresa deberá informar en que zona se encuentra la información gráfica que está enviando. Dicho dato deberá ser informado a nivel de empresa. Los valores permitidos para la zona de coordenada son: 17, 18 y 19.

CASO 2: La información de la empresa abarca más de una zona de coordenadas UTM.

En este caso la empresa deberá transformar las coordenadas UTM y referenciarlas a sólo una zona. Dicha zona de referencia deberá ser informada a nivel de empresa. Los valores permitidos para la zona de coordenada son: 17, 18 y 19.

Consideraciones para remitir la Información Gráfica A. Generales Cuando en esta sección del documento se menciona el término “coincide”, se refiere a lo

siguiente:

Tolerancia

No coincideCoincide

Tolerancia

No coincideCoincide


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Se dice que dos coordenadas o puntos coinciden si son exactamente iguales o si se encuentran dentro de una determinada tolerancia, esta tolerancia se ha definido con un valor máximo de 10 cm para la remisión de la información.

Cuando se remita la información de polilíneas, la empresa deberá informar las

coordenadas de los vértices en forma secuencial, partiendo del primer vértice hasta el último vértice.

Cuando se remita la información de polígonos, las coordenadas del primer vértice y del

último vértice deben ser las mismos. Si la empresa informa los vértices como si se tratara de una polilínea no cerrada, entonces se convertirá dicha polilínea en polígono.

Si la empresa, dentro de su información maneja círculos y/o arcos conjuntamente con

polilíneas, entonces deberá convertir dichas geometrías a polilíneas. B. Instalaciones Eléctricas Centro de Transformación El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Salida de Media Tensión El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, en cada Salida de MT se debe

especificar el código del Centro de Transformación al cual pertenece. El punto que representa su ubicación no deberá estar a más de 15 m del punto que

representa la ubicación del Centro de Transformación al cual pertenece dicha Salida de MT.

Las ubicaciones (puntos) de las distintas Salidas de MT de un mismo Centro de Transformación deben estar separadas entre si.

Tramo de Media Tensión El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍNEA, para lo cual la empresa

deberá informar las coordenadas UTM de cada uno de los vértices que conforman dicha polilínea.

Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, se deben de tener las siguientes consideraciones:

o En cada Tramo de MT se debe especificar el código de la Salida de MT de la cual se alimenta.

o En cada Tramo de MT se debe especificar el código del tramo padre para dicho tramo, este tramo padre es el tramo inmediato superior en dirección al punto de alimentación en media tensión como se muestra en la figura siguiente:


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3

1 2

4 5

6

Donde:

Cod Tramo : Es el código del tramo

Cod Tramo Padre: Es el código del tramo inmediato superior en dirección a la Salida de MT

Salida de

Media Tensión

CT

3

1 2

4 5

6

Donde:



Salida de

Media Tensión

CT

3

1 2

4 5

6

Donde:



Salida de

Media Tensión

CT

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo

Padre

Cod

Tramo

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo

Padre

Cod

Tramo

Para garantizar la conectividad gráfica de los Tramos de MT se deben tener las

siguientes consideraciones: o Para los tramos que son el inicio del circuito de la distribución primaria, el vértice

inicial de la polilínea que representa al tramo deberá coincidir con el punto que representa la ubicación de la salida de media tensión.

o Para los tramos que se encuentran a lo largo de la red de distribución primaria, el vértice inicial de la polilínea que representa a dicho tramo, deberá coincidir con el vértice final de la polilínea que representa al tramo padre de dicho tramo.

o Para los tramos que llegan a una subestación (de distribución, de seccionamiento o elevadora/reductora), el vértice final de la polilínea que representa a dicho tramo debe coincidir con el punto que representa a un Nodo de Enlace de la subestación.

Estos tres casos se muestran en el gráfico siguiente:

(Caso 1) (Caso 2)(Caso 3)

Tramo 01

Tramo 02

Nodo de Enlace MT

Subestación

Tra

mo

03

CT

(Caso 1) (Caso 2)(Caso 3)

Tramo 01

Tramo 02

Nodo de Enlace MT

Subestación

Tra

mo

03

CT

Equipo de Protección y Seccionamiento El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa deberá informar por cada

equipo el código del tramo de media tensión sobre el cual está instalado o de la subestación de seccionamiento a la que pertenece.

Para garantizar la conectividad gráfica, se deben tener las siguientes consideraciones: o Si el equipo se encuentra en la red, entonces las coordenadas del punto que

representa la ubicación del equipo deberán coincidir con un punto que pertenece a la polilínea que representa al tramo de media tensión sobre el cual está instalado.


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o Si el equipo se encuentra en una subestación de seccionamiento, entonces las coordenadas del punto que representa al equipo deberán coincidir con el punto que representa a la subestación a la que pertenece.

Si se tiene en cuenta la forma que algunas empresas de distribución representan los equipos de media tensión, osea a través de una línea, se debe proceder de acuerdo a lo siguiente: Se tiene el siguiente caso:

Equipo de MT

Tramo 01 Tramo 02

Coord. 11 Coord. 12 Coord. 21 Coord. 22

Equipo de MT

Tramo 01 Tramo 02

Coord. 11 Coord. 12 Coord. 21 Coord. 22

Donde:

Coord. ij : Representa la coordenada “j” del Tramo “i”

Se tiene las siguientes coordenadas en el sistema de la empresa:

Tramo 01 Equipo de MT Tramo 02

Coord. 11 Coord. 12 Coord. 21


La información a remitir al OSINERG se tendrá que hacer de la siguiente manera:

Tramo 01 Equipo de MT Tramo 02


Coord. 12 Coord. 22

Nodo de Enlace MT Esta entidad representa al punto de interconexión entre la subestación y la red de

distribución primaria. El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa deberá informar por cada nodo

de enlace, la subestación a la cual pertenece y además el tramo de media tensión mediante el cual dicha subestación se conecta a la red de distribución primaria.

Para garantizar la conectividad gráfica, la empresa deberá tener las siguientes consideraciones:

o El punto que representa su ubicación no deberá estar a más de 5 m del punto que representa la ubicación de la subestación a la cual pertenece.

o Todas las ubicaciones (puntos) de los nodos de enlace que pertenecen a una subestación deben estar separadas entre si.

El siguiente diagrama muestra un ejemplo de como se pueden distribuir los Nodos de Enlace por cada subestación.


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Tramos de Media Tensión

Nodos de

Enlace MT

Subestación

Tramos de Media Tensión

Nodos de

Enlace MT

Subestación

Subestación El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Salida de Baja Tensión El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, en cada Salida de BT, se

debe de especificar el código de la subestación a la cual pertenece. El punto que representa su ubicación no deberá estar a más de 6 m del punto que

representa la ubicación de la subestación a la cual pertenece. Las ubicaciones (puntos) de las distintas Salidas de BT de una misma subestación

deben estar separadas entre si. Tramo de Baja Tensión El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍNEA, para lo cual la empresa


Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, se deben de tener las siguientes consideraciones:

o En cada Tramo de BT se debe de especificar el código de la Salida de BT de la cual se alimenta.

o En cada Tramo de BT se debe de especificar el código del tramo padre para dicho tramo, este tramo padre es el tramo inmediato superior en dirección al punto de alimentación en baja tensión, como se muestra en la figura siguiente:

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo

Padre

Cod

Tramo

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo

Padre

Cod

Tramo

3

1 2

4 5

6Salida de

Baja Tensión

Subestación

Donde:


Cod Tramo Padre: Es el código del tramo inmediato superior en dirección a la Salida de BT

3

1 2

4 5

6Salida de

Baja Tensión

Subestación

Donde:


Cod Tramo Padre: Es el código del tramo inmediato superior en dirección a la Salida de BT


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Para garantizar la conectividad gráfica de los Tramo de BT se deben de tener las

siguientes consideraciones: o Para los tramos que son el inicio del circuito de la distribución secundaria, el

vértice inicial de la polilínea que representa al tramo deberá coincidir con el punto que representa la ubicación de la salida de baja tensión.

o Para los tramos que se encuentra a lo largo de la red de distribución secundaria, el vértice inicial de la polilínea que representa a dicho tramo deberá coincidir con el vértice final de la polilínea que representa al tramo padre de dicho tramo.

Estos dos casos se muestran en el gráfico siguiente:

(Caso 1)(Caso 2)

Tramo 01 Tramo 02

Salida de Baja

Tensión

Tra

mo 0

3

Subestación

(Caso 1)(Caso 2)

Tramo 01 Tramo 02

Salida de Baja

Tensión

Tra

mo 0

3

Subestación

Acometida El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍNEA, para lo cual la empresa


Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, en cada Acometida se debe de especificar el código del tramo de baja tensión del cual se alimenta.

Para garantizar la conectividad gráfica, el vértice inicial de la polilínea que representa a la acometida deberá coincidir con un punto que pertenece a la polilínea que representa al tramo de baja tensión del cual se alimenta.

Punto de Conexión de Suministros El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa deberá informar por cada

Punto de Conexión de Suministros el código de la acometida del cual se alimenta. Para garantizar la conectividad gráfica, las coordenadas del punto que representa la

ubicación del Punto de Conexión de Suministros deberá coincidir con el vértice final de la Acometida de la cual se alimenta.

Equipo de Alumbrado Público El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, en cada Equipo de Alumbrado

Público se deberá especificar el código de tramo de baja tensión del cual se alimenta. El punto que representa su ubicación no deberá estar a más de 2 m de la polilínea que

representa el tramo de baja tensión del cual se alimenta. Equipo de Control de Alumbrado Público El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto.


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Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa deberá informar por cada Equipo de Control de AP el código de la Salida de BT a la cual pertenece.

Estructura El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá

informar las coordenadas UTM de dicho punto. Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, se deben tener las siguientes

consideraciones: o Si la estructura soporta a un tramo de baja tensión, entonces deberá especificar

el código de tramo de baja tensión al cual soporta. o Si la estructura soporta a un tramo de media tensión, entonces deberá especificar

el código de tramo de media tensión al cual soporta. El punto que representa su ubicación no deberá estar a más de 2 m de la polilínea que

representa el tramo de baja tensión y/o media tensión al cual soporta. C. Instalaciones No Eléctricas Predios Se considera como predios a todos los terrenos, edificios y/o construcciones. El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGONO, para lo cual la empresa

deberá informar las coordenadas de los vértices de dicho polígono. D. Información Catastral Tramo de Vía El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍNEA, para lo cual la empresa


Parque El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGONO, para lo cual la empresa

deberá informar las coordenadas de los vértices de dicho polígono. Manzana El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGONO, para lo cual la empresa

deberá informar las coordenadas de los vértices de dicho polígono. Zonas Monumentales o Históricas El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGONO, para lo cual la empresa

deberá informar las coordenadas de los vértices de dicho polígono. Zona de Concesión El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGONO, para lo cual la empresa

deberá informar las coordenadas de los vértices de dicho polígono.

3. Criterios para el Tratamiento de las Altas y Bajas2 3.1 Información de Altas y Bajas

2 Numeral sustituido por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD publicada con fecha

19/07/2006, cuyo texto rige actualmente. El texto del numeral anterior se encuentra en la siguiente dirección: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/pdf/2004/OSINERG%20No.329-2004-OS-CD.pdf

http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/pdf/2004/OSINERG%20No.329-2004-OS-CD.pdf


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Comprende las actividades, que efectuarán las empresas, relacionadas con la actualización del registro de altas y bajas de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes. El proceso de Alta se da por la inclusión de nuevas instalaciones eléctricas y no eléctricas debido a las siguientes razones: Por reforzamiento de las instalaciones (conductores, cables, equipos de protección y



Por la ejecución de obras o instalaciones nuevas. Por la remodelación de las instalaciones. El proceso de Baja se presenta cuando la empresa retira instalaciones existentes, lo cual puede ocurrir por las siguientes razones: Por reforzamiento de las instalaciones (conductores, cables, equipos de protección y



Por renovación debido al cumplimiento de la vida útil de la instalación. Por la remodelación de las instalaciones. El cambio de una instalación o un equipo por otro similar, sea por mantenimiento o falla, no es considerado como una alta. Los cambios en la red, tales como la transferencia de redes secundarias de una subestación a otra o la transferencia de derivaciones (ramales) de media tensión de un alimentador a otro, se denominan reformas o transferencias de carga en la red, las mismas que no constituyen altas o bajas. El manejo de las altas y las bajas será a través de la fecha de puesta en servicio y la fecha de retiro o baja, complementándolas con un indicador de estado. Además, debe considerarse que la incorporación de nuevos activos (altas) será verificada posteriormente en campo. A continuación se desarrollan algunos casos para ilustrar el tratamiento de altas y bajas: Caso 1: Incorporación de Nuevos Elementos (Altas) Implica la creación de un nuevo registro con todas las características (atributos) correspondientes al elemento que se crea. La estructura en que deben informarse las incorporaciones se encuentra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Información de Altas y Bajas (Incorporación de Nuevos Elementos). Posteriormente, los datos de los elementos informados se usarán para insertar nuevos registros en la base de datos con la información base. Al campo Estado se le asignará el valor N (Nuevo). Por ejemplo, si se quieren incorporar tramos de media tensión se debe preparar la información de la siguiente manera:


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Tabla Tramo de Media Tensión Nuevo

Identificador Identificador Tensión Tipo de Tipo de Código VNR Código VNR Tipo de Propiedad Fecha de Puesta Longitud Identificador

del Tramo MT de Salida MT Nominal Circuito Red Fases Neutro Estructura en Servicio de Tramo Padre

19998346 9998189 D L A CU01603 C D 16/04/2005 2.66 18962911

19998867 8882970 D L S N207003 X D 20/04/2005 148.48 118704701

19998873 8748572 D L A CU02503 C D 16/05/2005 30.72 118797658 Luego de la incorporación de los nuevos registros en la tabla Tramo de Media Tensión, se les asignará el valor N (Nuevo) en el campo Estado. Tabla Tramo de Media Tensión (luego de la incorporación de los nuevos registros)

Identificador Identificador Tensión Tipo de Tipo de Código VNR Código VNR Tipo de Propiedad Estado Fecha de Puesta Fecha de Longitud Identificador

del Tramo MT de Salida MT Nominal Circuito Red Fases Neutro Estructura en Servicio Retiro de Tramo Padre

19998346 9998189 D L A CU01603 C D N 16/04/2005 2.66 18962911

19998867 8882970 D L S N207003 X D N 20/04/2005 148.48 118704701

19998873 8748572 D L A CU02503 C D N 16/05/2005 30.72 118797658 Y si lo que se quiere incorporar, son subestaciones: Tabla Subestación Nueva

Identificador Identificador Tensión Tensión Tensión MD MD Potencia Etiqueta Código de Código VNR Propiedad Fecha de Puesta UTM X UTM Y

de la Subestación de Salida MT Nominal 1 Nominal 2 Nominal 3 SP AP Instalada Subcomp. en Servicio

1999503 10370529 D X 556.38 32.76 1280 02416S A3 SC64024 D 02/03/2005 276613.41 8661319.59

1999504 10370529 D D 0 0 1280 02416S B2 EPS1104 D 02/03/2005 276613.41 8661319.59

1999698 8703433 D X 64.9 8.05 100 14216A A2 SB10004 D 15/03/2005 269232.52 8673305.82 Luego de la incorporación de los nuevos registros en la tabla Subestación, se les asignará el valor N (Nuevo) en el campo Estado. Tabla Subestación (luego de la incorporación de los nuevos registros)

Identificador Identificador Tensión Tensión Tensión MD MD Potencia Etiqueta Código de Código VNR Propiedad Estado Fecha de Puesta Fecha de UTM X UTM Y

de la Subestación de Salida MT Nominal 1 Nominal 2 Nominal 3 SP AP Instalada Subcomp. en Servicio Retiro

1999503 10370529 D X 556.38 32.76 1280 02416S A3 SC64024 D N 02/03/2005 276613.41 8661319.59

1999504 10370529 D D 0 0 1280 02416S B2 EPS1104 D N 02/03/2005 276613.41 8661319.59

1999698 8703433 D X 64.9 8.05 100 14216A A2 SB10004 D N 15/03/2005 269232.52 8673305.82 Por otro lado si lo que se quiere incorporar es una nueva acometida, punto de conexión y suministro se debe preparar la información de la siguiente manera: Tabla Acometida Nueva

Identificador de la Identificador del Fecha de

acometida Tramo BT puesta en servicio

50000011 9726077 04/05/2006

Tabla Vértices de Acometida Nueva

Identificador de la Secuencia Coordenada Coordenada

acometida UTM X UTM Y

50000011 0 275575.49 8669032.82

50000011 1 275578.06 8669032.29

Tabla Punto de Conexión del Suministro Nuevo

Identificador del Identificador de la Fecha de Coordenada Coordenada

punto de conexión acometida puesta en servicio UTM X UTM Y

60000054 50000011 04/05/2006 275578.06 8669032.29

Tabla Suministro Nuevo

Identificador del Identificador del Fecha de Identificador de la

suministro punto de conexión puesta en servicio subestación

700000012 60000054 04/05/2006


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Luego de la incorporación de los nuevos registros en las tablas Acometida, Vértices de Acometida, Punto de Conexión del Suministro y Suministro, se les asignará el valor N (Nuevo) en el campo Estado. Luego de la incorporación de los nuevos registros:

Tabla Acometida

Identificador de la Identificador del Estado Fecha de Fecha de

acometida Tramo BT puesta en servicio Retiro

50000011 9726077 N 04/05/2006

Tabla Vértices de Acometida

Identificador de la Secuencia Coordenada Coordenada

acometida UTM X UTM Y

50000011 0 275575.49 8669032.82

50000011 1 275578.06 8669032.29

Tabla Punto de Conexión del Suministro

Identificador del Identificador de la Estado Fecha de Fecha de Coordenada Coordenada

punto de conexión acometida puesta en servicio Retiro UTM X UTM Y

60000054 50000011 N 04/05/2006 275578.06 8669032.29

Tabla Suministro

Identificador del Identificador del Estado Fecha de Fecha de Identificador de la

suministro punto de conexión puesta en servicio Retiro subestación

700000012 60000054 N 04/05/2006 Caso 2: Retiro de Elementos (Baja) En caso que se deba dar de baja a un elemento, se debe informar el código del elemento, identificador del elemento y la fecha de retiro. La estructura en la que deben informarse los retiros se encuentra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Información de Altas y Bajas (Retiro de Elementos). Con la información presentada se buscará en la base de datos los registros de los elementos en base al identificador. Una vez encontrado el elemento se actualizará el campo Estado con el valor X (Eliminado) y el campo Fecha de Retiro con la fecha informada. Por ejemplo, si se ha retirado el tramo de media tensión “10032457” en la fecha “01/04/2005” y la subestación “10010432” en la fecha “13/06/2005” se debe preparar la información de la siguiente manera: Tabla Elemento Retirado

Código Identificador Fecha

del elemento del elemento de retiro

7 10032457 01/04/2005

11 10010432 13/06/2005 Previamente al procesamiento de altas y bajas, los registros de los elementos involucrados tienen el siguiente aspecto: Tabla Tramo de Media Tensión (antes del procesamiento)



10032457 74857 D L A CU02503 C D E 16/05/1976 120.50 1179765


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Tabla Subestación (antes del procesamiento)



10010432 83433 D X 53.9 7.05 100 4216A A2 SB10004 D E 15/03/1995 269232.52 8673305.82 Luego del procesamiento, los registros involucrados estarán actualizados de la siguiente manera: Tabla Tramo de Media Tensión (luego del procesamiento)



10032457 74857 D L A CU02503 C D X 16/05/1976 01/04/2005 120.50 1179765 Tabla Subestación (luego del procesamiento)



10010432 83433 D X 53.9 7.05 100 4216A A2 SB10004 D X 15/03/1995 13/06/2005 269232.52 8673305.82 Se debe tener en cuenta que cuando se elimina un elemento se deben actualizar todos los elementos que hacen referencia al elemento eliminado. Todas las actualizaciones se informan de acuerdo a la estructura que se muestra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Modificación de Datos (Actualización de información). Por ejemplo, si se elimina un tramo de media tensión se deben actualizar los siguientes elementos: El tramo o los tramos de media tensión cuyo tramo padre es el tramo eliminado. El equipo de protección que está relacionado al tramo eliminado, si corresponde. Las estructuras que están relacionadas al tramo eliminado, tratándose de tramo aéreo. El nodo de enlace de la subestación que está relacionado al tramo eliminado, si

corresponde. Por otro lado, si lo que se quiere retirar es un suministro con su punto de conexión y acometida se debe preparar la información de la siguiente manera: Tabla Elemento Retirado

Código Identificador Fecha

del elemento del elemento de retiro

16 886755 13/04/2005

15 753281 13/04/2005

14 9726075 13/04/2005 Caso 3: Reemplazo de Elementos (Baja y Alta) Corresponde a los cambios por mantenimiento, falla, siniestro, cumplimiento de la vida útil (que sería el caso de transformadores, equipos de media tensión, redes, estructuras), por optimización de la red, reforzamiento de redes o cambios de nivel de tensión en un alimentador (que afecta a redes y estructuras), en las cuales se procede a quitar el elemento (baja) e incorporar el nuevo elemento (alta). La estructura en la que deben informarse los reemplazos se encuentra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Información de Altas y Bajas (Reemplazo de Elementos). Con la información presentada, se procesará la misma de la siguiente manera: por cada registro de reemplazo reportado se buscará en la base de datos usando el identificador de elemento existente para actualizar el campo Estado con el valor X (Eliminado) y el campo Fecha de Retiro con la fecha de puesta en servicio del elemento reportado como reemplazo. Luego, con los datos del elemento de reemplazo y con los datos del elemento retirado que


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correspondan, se insertará un nuevo registro en la tabla del elemento respectivo, asignándole en el campo Estado el valor N (Nuevo). Por ejemplo, sea el caso de la subestación de 50 kVA informada previamente como: Tabla Subestación (antes del procesamiento)



10010432 8691497 D X 10.54 1.99 50 20565A A2 SB05004 D E 24/01/2001 269232.52 8673305.82 Y se desea informar como de 75 kVA, esta subestación deberá ser informada de la siguiente manera: Tabla Subestación que Reemplaza al Existente

Identificador Tensión Tensión Tensión MD MD Potencia Código de Código VNR Fecha de Puesta Identificador de la Subestación

de la Subestación Nominal 1 Nominal 2 Nominal 3 SP AP Instalada Subcomp. en Servicio que se reemplaza

20100372 D X 60.54 5.49 75 A2 SB07504 13/06/2005 10010432 Luego del procesamiento, los registros de la base de datos quedarán de la siguiente manera: Tabla Subestación (luego del procesamiento)



10010432 8691497 D X 10.54 1.99 50 20565A A2 SB05004 D X 24/01/2001 13/06/2005 269232.52 8673305.82

20100372 8691497 D X 60.54 5.49 75 20565A A2 SB07504 D N 13/06/2005 269232.52 8673305.82

3.2 Información de Modificación de Datos Caso 1: Actualización de información En el caso que, el valor de un campo (atributo) debe ser modificado debido a una actualización de información, por ejemplo cuando se quiere actualizar la máxima demanda de una subestación o un centro de transformación, otro caso sería cuando se desea actualizar la fecha de puesta en servicio de un equipo que fue reemplazado por otro con las mismas características, esto no implicará que se considere como una alta o baja. También es posible que, se deba actualizar la posición de un elemento, el recorrido de un tramo de red o la forma de un predio. La estructura en la que deben informarse las actualizaciones se encuentra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Modificación de Datos (Actualización de Información). Con la información presentada, se procesará la misma de la siguiente manera: por cada registro de actualización se buscará en la base de datos el elemento respectivo, para esto se usará el código y el identificador del elemento. Luego con la ayuda del número de campo, se procederá a actualizar el valor del campo respectivo. Finalmente, se actualizará el campo Estado con el valor M (Modificado Existente). Por ejemplo, para el caso que se deba actualizar la información de máxima demanda de servicio particular a 12.24 kW y máxima demanda de alumbrado público a 2.15 kW de una subestación, informada anteriormente como: Tabla Subestación (antes del procesamiento)



10010432 8691497 D X 10.54 1.99 50 20565A A2 SB05004 D E 24/01/2001 269232.52 8673305.82 Se debe informar de la siguiente manera:


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Tabla Campo Actualizado

Código Identificador Número Nuevo valor

del elemento del elemento de campo del campo

11 10010432 6 12.24

11 10010432 7 2.15 Luego del procesamiento, el registro involucrado quedará de la siguiente manera: Tabla Subestación (luego del procesamiento)



10010432 8691497 D X 12.24 2.15 50 20565A A2 SB05004 D M 24/01/2001 269232.52 8673305.82 Otro ejemplo es el caso en que se debe actualizar la ubicación de un elemento, el poste de la figura tuvo que ser movido en campo por lo que debe informarse su nueva ubicación.

Estado Anterior Estado Actualizado

Tramo T1 P1 P2 P3 P4 P1 P2 P3 P4

La información debe ser preparada de la siguiente manera: Tabla Elemento Punto Actualizado

Código Identificador Coordenada Coordenada

del elemento del elemento UTM X UTM Y

10 P3 258227.95 8727746.59 Con esta información se localizará el registro involucrado en base al código e identificador del elemento. Luego se procederá a actualizar los valores de los campos coordenada UTM X y coordenada UTM Y. Caso 2: Rectificación de información En el caso que, el valor de un campo (atributo) debe ser modificado debido a una corrección de información, por ejemplo, si se desea corregir el tipo de estructura sobre la que se encuentra apoyada una red de media o baja tensión, también, si se quiere corregir el dato de tramo padre o el dato de la salida en media tensión de un tramo de media tensión. También es posible que, se deba rectificar la posición de un elemento, el recorrido de un tramo de red o la forma de un predio. La estructura en la que deben informarse las rectificaciones se encuentra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Modificación de Datos (Rectificación de Información). Con la información presentada, se procesará la misma de la siguiente manera: por cada registro de rectificación se buscará en la base de datos el elemento respectivo, para esto se usará el código y el identificador del elemento. Luego con la ayuda del número de campo se procederá a corregir el valor del campo respectivo. Finalmente, se actualizará el campo Estado con el valor M (Modificado existente).


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Por ejemplo, para el caso que se deba corregir el valor de la longitud y el tipo de circuito del tramo de media tensión informado anteriormente como: Tabla Tramo de Media Tensión (antes del procesamiento)



10032457 10473344 D L A CU07003 C D E 21/04/2004 6.47 18826194 Para que el nuevo valor de longitud sea 7.50 m y el nuevo valor de tipo de circuito sea “T” (Troncal), se deberá informar lo siguiente: Tabla Campo Rectificado

Código Identificador Número Nuevo valor

del elemento del elemento de campo del campo

7 10032457 13 7.5

7 10032457 4 T Luego del procesamiento, el registro involucrado quedará de la siguiente manera: Tabla Tramo de Media Tensión (luego del procesamiento)



10032457 10473344 D T A CU07003 C D M 21/04/2004 7.5 18826194 Otro ejemplo, sería el caso de que se quiere rectificar la información presentada previamente, en donde debido a que la forma de las manzanas no era la correcta se informó incorrectamente la posición de una estructura. Esto se muestra en la siguiente figura:

P1

P2

P3 P1

P2

P3

T1

T2 T3

T4T1

T2 T3

T4

Información Anterior Información Rectificada

Lo que se quiere es corregir la ubicación de la Estructura P2, para esto se debe hacer lo siguiente: Rectificar la ubicación de la estructura P2 (se debe informar la nueva coordenada). Rectificar el trazado de los tramos T2 y T3 (se deben informar todos los vértices, incluso

el o los que no cambian de posición). Con estos datos se procederá a localizar los elementos y corregir los valores de las coordenadas, tanto de la estructura así como de los vértices de los tramos. Caso 3: Modificación de Topología de Tramos

Como parte de las actividades operativas en distribución se producirá la instalación de derivaciones en tramos existentes, las cuales implican la aparición de puntos de derivación, que físicamente implicarían la instalación de estructuras o empalmes en estos puntos (en


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redes aéreas y subterráneas). En algunos casos las derivaciones se pueden realizar en estructuras ya existentes, en cuyo caso se modificarán los armados utilizados en las mismas (redes aéreas). Otro cambio topológico puede darse por la instalación de equipos de media tensión en tramos existentes. Puesto que dichos cambios en los tramos existentes no corresponden a procesos de alta y baja de equipos (al no eliminarse físicamente tramos existentes), estos cambios se tratarán como modificaciones de topología de tramos. La estructura en la que deben informarse las modificaciones de topología se encuentra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Modificación de Datos (Modificación de Topología en Media Tensión y Modificación de Topología en Baja Tensión). Con la información presentada, se procesará la misma de la siguiente manera: por cada registro de modificación de topología se buscará en la base de datos el tramo existente que será modificado, para esto se usará el identificador del tramo. Una vez encontrado el tramo se actualizará el campo Estado con el valor Y (Modificado Eliminado) y el campo fecha de retiro con el valor de la Fecha de modificación. Luego, se procederá a insertar nuevos registros, asignando al campo Estado con el valor M (Modificado Existente), en la tabla de tramos en base a los datos reportados y a los datos del registro existente. Finalmente, se actualizará la tabla de vértices de tramo. Por ejemplo, se tiene el siguiente esquema de modificación de topología:

CT1T1 T2 T3

T4 T5

(400 m)CT1

T1 T11 T3

T4 T5

T18 T14

T22 T25

(120 m) (150 m) (130 m)

Estado Anterior Estado Actual

Los tramos “T11”, “T14” y “T18” resultaron de partir el tramo “T2”. La forma con se debe preparar la información es la siguiente: Tabla de Modificaciones de Topología en Media Tensión

Identificador de Identificador de Fecha de

modificación Tramo MT (Existente) modificación

500001 T2 15/02/2005 Tabla de Tramos de Media Tensión con Modificaciones de Topología

Identificador de Longitud del Secuencia Identificador de

Tramo MT (Nuevo) Tramo modificación

T11 120 0 500001

T18 150 1 500001

T14 130 2 500001


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Tabla de Vértices del Tramo de Media Tensión con Modificaciones de Topología

Identificador de Número de Coordenada Coordenada

Tramo MT Secuencia UTM X UTM Y

T11 0 274851.15 8680107.63

T11 1 274971.15 8680107.63

T18 0 274971.15 8680107.63

T18 1 275121.15 8680107.63

T14 0 275121.15 8680107.63

T14 1 275251.15 8680107.63 Antes del procesamiento, la tabla de tramos tiene la siguiente apariencia: Tabla Tramo de Media Tensión (antes del procesamiento)



T2 A1 D T A CU07003 C D E 21/04/1996 400.00 T1

T3 A1 D T A CU07003 C D E 21/04/1996 300.00 T2

T5 A1 D L A CU05003 C D E 15/02/1999 150.00 T2 Luego del procesamiento, la tabla de tramos tendrá la siguiente apariencia: Tabla Tramo de Media Tensión (luego del procesamiento)



T2 A1 D T A CU07003 C D Y 21/04/1996 15/02/2005 400.00 T1

T3 A1 D T A CU07003 C D M 21/04/1996 300.00 T14

T5 A1 D L A CU05003 C D M 15/02/1999 150.00 T14

T11 A1 D T A CU07003 C D M 21/04/1996 120.00 T1

T18 A1 D T A CU07003 C D M 21/04/1996 150.00 T11

T14 A1 D T A CU07003 C D M 21/04/1996 130.00 T18 En el caso que existan estructuras o equipos de protección y seccionamiento asociados al tramo modificado (T2), las referencias a los nuevos tramos (T11, T18 y T14) deberán actualizarse usando el caso 1 del numeral 3.2 (Actualización de información). Los Tramos “T22” y “T25” son tramos nuevos y deben ser informados como incorporación de nuevos elementos, de acuerdo al caso 1 del numeral 3.1 de este anexo. Caso 4: Transferencia de Carga Para los casos de traslado de red de un alimentador a otro o de un circuito de baja tensión a otro, de acuerdo con el estado actual de operación del sistema al 30 de junio del año que corresponda. Por ejemplo, para la información a presentar en el 2006 se informará el estado al 30/06/2006. La estructura en la que deben informarse las transferencias de carga se encuentra en el Anexo N° 4 Numeral 7. Modificación de Datos (Transferencia de Carga en Media Tensión y Transferencia de Carga en Baja Tensión). Con la información presentada, se procesará la misma de la siguiente manera: por cada registro de transferencia de carga se buscará en la base de datos los tramos y las subestaciones involucradas. Luego, se actualizará el campo de identificador de salida de media tensión y los campos de identificador de tramo padre y tipo de circuito para el caso de los tramos. Finalmente, el campo Estado de todos los registros involucrados será actualizado a M (Modificado Existente). Por ejemplo, se tiene el siguiente esquema de transferencia de carga en media tensión:


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CT1 CT2

Equipo

Cerrado

Equipo

Abierto

Alimentador A1 Alimentador A2

T11 T12 T13 T14T10 T20

S101 S102 S103

CT1 CT2

Equipo

Abierto

Equipo

Cerrado

Alimentador A1

T11 T12 T13 T14T10 T20

S101 S102 S103

Estado Anterior Estado Actual

La forma de preparar la información es la siguiente: Tabla de Transferencias en Media Tensión

Identificador de Fecha de

Transferencia Transferencia

101 02/03/2005

Tabla de Tramos de Media Tensión transferidos

Identificador de Identificador de Tipo de Identificador de Identificador de

Tramo MT Salida MT Circuito Tramo Padre Transferencia

T11 A2 L T12 101

T12 A2 L T13 101

T13 A2 L T14 101

T14 A2 L T20 101

Tabla de Subestaciones transferidas

Identificador de Identificador de Identificador de

Subestación Salida MT Transferencia

S101 A2 101

S102 A2 101

S103 A2 101 Antes del procesamiento, las tablas de tramos y subestaciones tienen la siguiente apariencia: Tabla Tramo de Media Tensión (antes del procesamiento)



T11 A1 D L A CU07003 C D E 11/04/1998 300.00 T10

T12 A1 D L A CU07003 C D E 11/04/1998 300.00 T11

T13 A1 D L A CU07003 C D E 11/04/1998 300.00 T12

T14 A1 D L A CU07003 C D E 11/04/1998 300.00 T13 Tabla Subestación (antes del procesamiento)



S101 A1 D X 10.54 1.99 50 565A A2 SB05004 D E 04/01/2000 269232.52 8673305.82

S102 A1 D X 20.84 2.59 50 589A A2 SB05004 D E 04/01/2000 269532.52 8673305.82

S103 A1 D X 17.22 2.45 50 615A A2 SB05004 D E 04/01/2000 269832.52 8673305.82 Luego del procesamiento, las tablas de tramos y subestaciones tendrán la siguiente apariencia:


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Tabla Tramo de Media Tensión (luego del procesamiento)



T11 A2 D L A CU07003 C D M 11/04/1998 300.00 T12

T12 A2 D L A CU07003 C D M 11/04/1998 300.00 T13

T13 A2 D L A CU07003 C D M 11/04/1998 300.00 T14

T14 A2 D L A CU07003 C D M 11/04/1998 300.00 T20 Tabla Subestación (luego del procesamiento)



S101 A2 D X 10.54 1.99 50 565A A2 SB05004 D M 04/01/2000 269232.52 8673305.82

S102 A2 D X 20.84 2.59 50 589A A2 SB05004 D M 04/01/2000 269532.52 8673305.82

S103 A2 D X 17.22 2.45 50 615A A2 SB05004 D M 04/01/2000 269832.52 8673305.82 A continuación se muestra un ejemplo de transferencia de carga en baja tensión: Se tienen la subestaciones S1 y S2, con sus respectivos circuitos, C1 y C2, se ha transferido una parte de la red del circuito C1 al circuito C2.

Estado Anterior

Estado Actual

T14

T15 T16 T17 T18

T13T12T11 T21T22T23

T24T25T26

T14

T15 T16 T17 T18

T51T12T11 T21T22T23

T24T25T26

T52 T41

Tramo Modificado Tramo Nuevo

C1 C2

C2C1

S1

S1

S2

S2

En primer lugar se debe modificar la topología del tramo T13, de acuerdo al caso 3 de este numeral, esto dará origen a los tramos T51 y T52.

Tabla de Modificaciones de Topología en Baja Tensión

Identificador de Identificador de Fecha de

modificación Tramo BT (Existente) modificación

3001 T13 04/05/2005

Tabla de Tramos de Baja Tensión con Modificaciones de Topología

Identificador de Longitud del Secuencia Identificador de

Tramo BT (Nuevo) Tramo modificación

T51 30 0 3001

T52 25 1 3001

Tabla de Vértices del Tramo de Baja Tensión con Modificaciones de Topología

Identificador de Número de Coordenada Coordenada

Tramo BT Secuencia UTM X UTM Y

T51 0 274151.45 8679410.63

T51 1 274181.45 8679410.63

T52 0 274211.45 8679410.63

T52 1 274186.45 8679410.63 Luego se debe crear el tramo T41. De acuerdo al caso 1 del numeral 3.1 de este anexo.


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Finalmente se debe hacer la transferencia de T14, T17, T18 y T52.

Tabla de Transferencias en Baja Tensión

Identificador de Fecha de

Transferencia Transferencia

1001 04/05/2005

Tabla de Tramos de Baja Tensión transferidos

Identificador de Identificador de Identificador de Identificador de

Tramo BT Salida BT Tramo Padre Transferencia

T14 C2 T41 1001

T17 C2 T14 1001

T18 C2 T41 1001

T52 C2 T14 1001 Caso 5: Actualización de Información Complementaria Comprende la actualización de la información catastral de vías, manzanas, parques, zonas históricas, etc. La estructura en la que deben informarse estos datos se encuentra en el Anexo 4 Numeral 4. Información Catastral. La información que se reporte reemplazará a la información presentada previamente por lo que deberá contener la totalidad de los datos.”


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ANEXO N 2

LISTA DE CÓDIGOS VNR

Grupo 1 MEDIA TENSIÓN

Componente A RED AÉREA

Subcomponente A1 RED AÉREA

Código VNR Descripción

AA01003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x10 mm2







AA02523 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2, DOBLE TERNA



























AG01401 CABLE DE ACERO GALVANIZADO 1/4"

AG03801 CABLE DE ACERO GALVANIZADO 3/8"

AP07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA PROTEGIDO 3x70 mm2



AS01603 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + portante







CP01001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x10 mm2


















CS02503 RED AEREA AUTOPORTANTE DE CU 3x25 mm2 + portante





CU01001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x10 mm2



CU01023 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2, DOBLE TERNA





























Subcomponente A2 RED AÉREA - NEUTRO


AA01604 CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x16 mm2






CU01004 CONDUCTOR NEUTRO DE COBRE 1x10 mm2






Componente B RED SUBTERRÁNEA

Subcomponente B1 RED SUBTERRÁNEA


EC01003 RED SUBTERRANEA CABLE N2YSEY 3-1x10 mm2










N201003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x10 mm2




N203506 RED SUBTERRÁNEA - NEUTRO N2SXY 1x35 mm2










NA15003 RED SUBTERRANEA CABLE NA2XSY 3x150 mm2

NK01003 RED SUBTERRANEA CABLE NKY 3x10 mm2

NK01602 RED SUBTERRÁNEA CABLE NKY 2x16 mm2











NK24002 RED SUBTERRÁNEA CABLE NKY 2x240 mm2





NY01003 RED SUBTERRANEA CABLE NYSY 3-1x10 mm2











YC01003 RED SUBTERRANEA CABLE N2YSY 3-1x10 mm2










5.4 Grupo

1 MEDIA TENSIÓN

Componente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO

Subcomponente C1 INTERRUPTORES


AA3241 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, In = 400/630 A, 10 kV

AA3249 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, 500 MVA

AA3461 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, In = 630 A, 22.9 kV

AB3249 INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, 500 MVA

AC3246 INTERRUPTOR PEQUENO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 10 kV, In = 400 A, Pcc = 250 MVA




AC3269 INTERRUPTOR PEQUENO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 12 kV, In = 1250 A, Pcc > 600 MVA


AC3469 INTERRUPTOR PEQUENO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, 24 kV, In = 800 A, Pcc > 600 MVA

AD3246 INTERRUPTOR GRAN VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, MT, 250 MVA

AD3249 INTERRUPTOR GRAN VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, MT, 500 MVA

AE3135 INTERRUPTOR NEUMATICO, TRIPOLAR, 3 kV, 200 MVA






AF3166 INTERRUPTOR SOPLADO MAGNETICO, TRIPOLAR, 6 kV, In = 1250 A, Pcc = 250 MVA




AG3341 INTERRUPTOR CORTE EN ACEITE, TRIFASICO, 15 kV, In = 400 A

AG3441 INTERRUPTOR CORTE EN ACEITE, TRIFASICO, 22.9 kV, In = 400 A

AH3269 INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, INTEGRADO, 10 kV, In = 630 A, Icc = 31.5 kA

AH3468 INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, INTEGRADO, 22.9 kV, In = 630 A, Icc = 16 kA

AI3269 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, INTEGRADO, 10 kV, In = 630 A, Icc = 31.5 kA

AI3468 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, INTEGRADO, 22.9 kV, In = 630 A, Icc = 16 kA

AU3247 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, AUTONOMO, In = 400/630 A, 10 kV

AA3242 INTERRUPTOR DE VACÍO, TRIPOLAR, In = 400/630 A, 10 kV, EQUIP, AUXILIAR3

AB3250 INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, 500 MVA, EQUIP, AUXILIAR4

3 Cuadro incorporado mediante el art. 2º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha

19/07/2006. 4 Cuadro incorporado mediante el art. 2º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha

19/07/2006.

5.5 Grupo 1 MEDIA TENSIÓN


Subcomponente C2 SECCIONADORES


BB3267 SECCIONADOR BAJO CARGA, SF6, TRIPOLAR, 10/15 kV, 630 A

BG3241 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, 10/12 kV, 400/630 A

BH3241 SECCIONADOR BAJO CARGA, AUTOGENERACION DE GASES, TRIPOLAR, 10/12 kV, 400/630 A

CJ1231 SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 350 A



CJ1241 SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 400/600 A

CJ1441 SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 400 A, 22.9 kV

EL1111 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 5.2/7.8 kV, 50 A








EL1222C SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 2, 7.8/13.5 kV, 100 A, CORROSION


EL1223C SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 7.8/13.5 kV, 100 A, CORROSION




EL1311 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15 kV, 50 A








EL1332C SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 2, 15 kV, 200 A, CORROSION


EL1333C SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 15 kV, 200 A, CORROSION

EL1421 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15/26 kV, 100 A






FK3111 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12 kV, 400/630 A

FK3411 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 22.9 kV, 400/630 A

FK3112 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12Kv, 400/630 A, EQUIP, AUXILAR

5



Subcomponente C3 RECONECTADORES


GN1211 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 50 A, Icc = 1250 A





GN1422 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 24.9 kV, In = 100 A, Icc = 2000 A

GN1433 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 24.9 kV, In = 280 A, Icc = 4000 A

GN3211 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 50 A, Icc = 1250 A









GN3445 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 24.9 kV, In = 560 A, Icc = 8000 A



GO3251 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 12 kV, In = 600 A, CONTROL ELECTRONICO

GO3437 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 22.9 kV, In = 400 A, CONTROL ELECTRONICO

GO3467 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 22.9 kV, In = 630 A, CONTROL ELECTRONICO


19/07/2006.



Subcomponente C4 OTROS


DK1110 FUSIBLE LIMITADOR, UNIPOLAR, 50 A



DL1110 FUSIBLE EXPULSION, UNIPOLAR, 50 A



EPS0801 CAJA SECCIONADORA SF6, 3 VIAS

EPS0802 CAJA SECCIONADORA SF6, 4 VIAS

EPS0901 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, 2 VIAS



EPS0904 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, BAJO CARGA, 1 DERIV.

EPS0905 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, BAJO CARGA, 2 DERIV.

EPS1001 PARARRAYOS x 1, INCL. ACCES. DE INSTAL.



EPS1201 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3x50 kVAR, 10-15 kV



EPS1204 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, TRIPOLAR, 300 kVAR, 10-15 kV

EPS1205 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 100 kVAR, 10-15 kV






EPS1301 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 2, MONOFASICO, 15 kV, In = 100 A, CONTROL ELECTRONICO




EPS1305 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 2, MONOFASICO, 22.9 kV, In = 200 A, CONTROL ELECTRONICO

EPS1401 DERIVACION TRIFASICA TIPO BOVEDA 10 kV

EPS1402 DERIVACION TRIFASICA TIPO PEDESTAL 10 kV

EPS1501 CELDA EXTERIOR DE PROTECCION Y SECCIONAMIENTO 10 kV

HN1211 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 14,4 kV, In = 5 A, Icc = 800 A









HN3211 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 14,4 kV, In = 5 A, Icc = 800 A












HP1431C SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 27 kV, In = 200 A, ELECTRONICO, CORROSION

HP3236 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, 12 kV, In = 200 A, ELECTRONICO

5.6 Grupo

1 MEDIA TENSIÓN

Componente D ESTRUCTURAS

Subcomponente D1 ESTRUCTURAS


PX0701 ESTRUCTURA 7 m ALINEAMIENTO

PX0702 ESTRUCTURA 7 m CAMBIO DE DIRECCION

PX0703 ESTRUCTURA 7 m FIN DE LINEA









































Componente E SECCIONAMIENTOS Y ENLACES

Subcomponente

5.7 E1

SECCIONAMIENTOS Y ENLACES


SP0101 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 1 VIA, MONOFASICA

SP0102 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 1 VIA, BIFASICA

SP0103 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 1 VIA, TRIFASICA

SP0111 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 1 VIA, MONOFASICA

SP0113 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 1 VIA, TRIFASICA

SP0201 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 2 VIAS, MONOFASICA

SP0202 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 2 VIAS, BIFASICA

SP0203 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 2 VIAS, TRIFASICA

SP0211 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 2 VIAS, MONOFASICA

SP0213 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 2 VIAS, TRIFASICA

SP0301 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 3 VIAS, MONOFASICA

SP0302 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 3 VIAS, BIFASICA

SP0303 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 3 VIAS, TRIIFASICA

SP0311 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 3 VIAS, MONOFASICA







Grupo 2 SUBESTACIONES

Componente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT

Subcomponente A1 SED AÉREA MONOPOSTE


SM00101 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x1.5 kVA



SM00301 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x3 kVA










SM01004 S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F)

































SM00304 S.E. AEREA MONOPOSTE 3kVA (3F) 6

SM00504 S.E. AEREA MONOPOSTE 5kVA (3F)7



Subcomponente A2 SED AÉREA BIPOSTE


SB00503 S.E. AEREA BIPOSTE 3x5 kVA












SB02504 S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F)













19/07/2006. 7 Cuadro incorporado mediante el art. 2º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha

19/07/2006.



































Subcomponente A3 SED CONVENCIONAL


SC01001 S.E. CONVENCIONAL 1x10 kVA




SC02504 S.E. CONVENCIONAL 25 kVA (3F)















SC22024 S.E. CONVENCIONAL 2x220 kVA (3F)
















SC42054 S.E. CONVENCIONAL 1x320 kVA + 1x100 kVA (3F)










SC99054 S.E. CONVENCIONAL 2x315 kVA + 1x200 kVA + 1x160 kVA (3F)


SS02504 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 25 kVA (3F)


SS07502 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x75 kVA







SS22024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x220 kVA (3F)



























Subcomponente A4 SED COMPACTA PEDESTAL


SP03704 S.E. COMPACTA PEDESTAL 37 kVA (3F)



















Subcomponente A5 SED COMPACTA BÓVEDA


SV03704 S.E. COMPACTA BOVEDA 37 kVA (3F)

SV05001 S.E. COMPACTA BOVEDA 1x50 kVA
















SV64024 S.E. COMPACTA BOVEDA 2x640 kVA (3F)


Componente B OTRAS SUBESTACIONES

Subcomponente B1 SE ELEVADORA/REDUCTORA


ST00604 S.E. ELEVADORA DE TENSION 65 kVA






















ST90024 S.E. ELEVADORA DE TENSION 6000+3000 kVA


Componente B OTRAS SUBESTACIONES

Subcomponente B2 SE DE SECCIONAMIENTO


EPS1101 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 1 SALIDA

EPS1102 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 2 SALIDAS









EPS1601 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 1 SALIDA, 22.9 kV

EPS1602 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 2 SALIDAS, 22.9 kV







Grupo 3 BAJA TENSIÓN


Subcomponente A1.1 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR


AC01611 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2





























AL01611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2




























AQ016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 1x16 mm2 + 1x16 mm2 + portante



AR016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 2x16 mm2 + 1x16 mm2 + portante





AS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante

AS016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + 1x16 mm2 + portante














































CC00612 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 2x6 mm2






CQ010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + 1x10 mm2 + portante

CR010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 2x10 mm2 + 1x10 mm2 + portante

CS00611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x6 mm2 + portante



CS010106 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + 1x6 mm2 + portante























































CU00611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x6 mm2



CU00621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2

















































CU12023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x120mm2













Subcomponente A1.2 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO


AC01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2










AL01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2









CU00614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x6 mm2

CU00624 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2



















Subcomponente 5.8 A1.3

RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR - SOBRE ESTRUCTURA SP






























































































































































































































CU12023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x120mm2













Subcomponente A2 RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA SP


AC01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10 mm2

AC01022 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2





AC01671 RED AEREA AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2


AC02522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25mm2

























AL01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x10 mm2

AL01022 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2






AL02522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25mm2

























AS01621 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante










































CC00422 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x4 mm2







CQ010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + 1x10 mm2 + portante

CR010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 2x10 mm2 + 1x10 mm2 + portante

CS00622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x6 mm2 + portante















































CU00631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x6 mm2

CU00632 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x6 mm2


CU00641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2

CU00642 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x6 mm2

















































Subcomponente A3 RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA AP































































































CT00131 CONDUCTOR TIPO TWT BIPLASTO 1.5 mm2 (BIPOLAR)
























































Subcomponente A4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO


CR25006 CORONA METALICA DE 06 LUMINARIAS CON LAMPARAS DE 250 W VAPOR DE SODIO

CR40006 CORONA METALICA DE 06 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W VAPOR DE SODIO



FA07002 FAROLA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO

FA08001 FAROLA CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg

FA08003 FAROLA CON LAMPARA DE 80 W LUZ MIXTA

FA08011 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 80 W VAPOR DE Hg

FA08021 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 80 W VAPOR DE Hg

FA08031 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 80 W VAPOR DE Hg









FA25013 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 250 W LUZ MIXTA

FA25023 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 250 W LUZ MIXTA

FA25033 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 250 W LUZ MIXTA



LU04005 LUMINARIA CON LAMPARA DE 40 W FLUORESCENTE

LU05002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO


LU08001 LUMINARIA CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg

LU08003 LUMINARIA CON LAMPARA DE 80 W LUZ MIXTA

LU10004 LUMINARIA CON LAMPARA DE 100 W INCANDESCENTE


LU15002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO









RF07002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO

RF08001 REFLECTOR CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg





RF40003 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTA



Subcomponente A5 EQUIPOS DE CONTROL DEL ALUMBRADO PÚBLICO


FC001 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULA Y CONTACTOR

FC002 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULA

FC003 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR

FC004 EQUIPO DE CONTROL AP MANUAL



Subcomponente A6.1 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR





























Grupo 3 5.8.1.1.1.1.1.1 BAJA TENSIÓN


Subcomponente A6.2 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO































Subcomponente B1.1 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR


NB07011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 1x70 mm2

NB07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 3-1x70 mm2

NB12011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 1x120 mm2

NB12013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 3-1x120 mm2

NK00611 Red subterránea SP cable NKY 1 x 6 mm2

NK00612 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 2x6 mm2


NK00615 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x6 mm2 + NEUTRO













NK03511 RED SUBTERRÁNEA SP CABLE NKY 1 x 35 mm2


















NY00611 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x6 mm2

NY00612 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x6 mm2



NY00615 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x6 mm2 + NEUTRO


























































Subcomponente B1.2 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO


NK00616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x6 mm2









NY00616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x6 mm2










19/07/2006.



Subcomponente B2 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA SP


NK00621 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 6 mm2

NK00622 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x6 mm2


NK00625 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x6 mm2 + NEUTRO

NK00626 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x6 mm2
























NY00621 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x6 mm2

NY00622 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x6 mm2


NY00625 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 + NEUTRO

NY00626 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 6 mm2






























Subcomponente B3 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA AP








































































Subcomponente B4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO


CR25006 CORONA METALICA DE 06 LUMINARIAS CON LAMPARAS DE 250 W VAPOR DE SODIO





FA07012 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 70 W VAPOR DE SODIO

FA07022 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 70 W VAPOR DE SODIO














FA25013 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 250 W LUZ MIXTA

FA25023 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 250 W LUZ MIXTA

FA25033 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 250 W LUZ MIXTA



LU04005 LUMINARIA CON LAMPARA DE 40 W FLUORESCENTE





LU10004 LUMINARIA CON LAMPARA DE 100 W INCANDESCENTE

















RF40003 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTA



Subcomponente B5 EQUIPOS DE CONTROL DEL ALUMBRADO PÚBLICO


FC001 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULA Y CONTACTOR

FC002 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULA

FC003 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR

FC004 EQUIPO DE CONTROL AP MANUAL



Subcomponente B6 ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA

ALUMBRADO PÚBLICO













La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) podrá incorporar nuevos códigos VNR de acuerdo a los requerimientos de las empresas de distribución eléctrica. Los nuevos códigos serán comunicados por la GART9.

9 Párrafo incorporado mediante el art. 2º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha

19/07/2006.

ANEXO N 3

LISTA DE CÓDIGOS COMPLEMENTARIOS

LISTA DE CÓDIGOS DE GRUPOS, COMPONENTES Y SUBCOMPONENTES

Código de Grupo 1

Nombre de Grupo MEDIA TENSIÓN

Código de Componente

Nombre de Componente Código de

Subcomponente Nombre de Subcomponente Código Secundario

Unidad Metrado

Unidad Costo

A RED AÉREA A1 RED AÉREA Tensión/Estructura km US$

A2 RED AÉREA - NEUTRO Tensión/Estructura km US$

B RED SUBTERRÁNEA B1 RED SUBTERRÁNEA - km US$

C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO C1 INTERRUPTORES Instalación Unidad US$

C2 SECCIONADORES Instalación Unidad US$

C3 RECONECTADORES Instalación Unidad US$

C4 OTROS Instalación Unidad US$

D ESTRUCTURAS D1 ESTRUCTURAS Estructura Unidad -

E SECCIONAMIENTOS Y ENLACES E1 SECCIONAMIENTOS Y ENLACES - Unidad -

Código de Grupo 2

Nombre de Grupo SUBESTACIONES



Subcomponente Nombre de Subcomponente Código Secundario

Unidad Metrado

Unidad Costo

A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT A1 SED AÉREA MONOPOSTE Tensión Unidad US$

A2 SED AÉREA BIPOSTE Tensión Unidad US$

A3 SED CONVENCIONAL Tensión Unidad US$

A4 SED COMPACTA PEDESTAL Tensión Unidad US$

A5 SED COMPACTA BÓVEDA Tensión Unidad US$

B OTRAS SUBESTACIONES B1 SE ELEVADORA/REDUCTORA Tensión Unidad -

B2 SE DE SECCIONAMIENTO Tensión Unidad -


Código de Grupo 3

Nombre de Grupo BAJA TENSIÓN



Subcomponente Nombre de Subcomponente

Código Secundario

Unidad Metrado

Unidad Costo

A RED AÉREA A1.1 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR Estructura km US$

A1.2 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO Estructura km US$

A1.3 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR - SOBRE ESTRUCTURA SP Estructura km US$

A2 RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA SP Estructura km US$

A3 RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA AP Estructura km US$

A4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Pastoral Unidad US$

A5 EQUIPOS DE CONTROL DEL ALUMBRADO PÚBLICO - Unidad US$

A6.1 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR Estructura Unidad -

A6.2 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO Estructura Unidad -

B RED SUBTERRÁNEA B1.1 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR - km US$

B1.2 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO - km US$

B2 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA SP - km US$

B3 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA AP - km US$

B4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO Pastoral Unidad US$

B5 EQUIPOS DE CONTROL DEL ALUMBRADO PÚBLICO - Unidad US$

B6 ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO Estructura Unidad US$


Código de Grupo 4

Nombre de Grupo INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS




Unidad Metrado

Unidad Costo

A TERRENOS A1 TERRENOS PARA ALMACÉN DE EQUIPOS m2 US$

A2 TERRENOS PARA ALMACÉN DE VEHICULOS m2 US$

A3 TERRENOS PARA OFICINAS m2 US$

A4 TERRENOS PARA CENTROS DE ATENCIÓN AL PÚBLICO m2 US$

A5 OTROS TERRENOS m2 US$

B EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES B1 ALMACÉN DE EQUIPOS m2 US$

B2 ALMACÉN DE VEHÍCULOS m2 US$

B3 OFICINAS m2 US$

B4 CENTROS DE ATENCIÓN AL PÚBLICO m2 US$

B5 OTROS EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES m2 US$

C EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA C1 VEHÍCULOS ADMINISTRATIVOS Unidad US$

C2 VEHÍCULOS OPERATIVOS Unidad US$

C3 EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE CARGA Unidad US$

C4 OTROS EQUIPOS Y VEHÍCULOS Unidad US$

D EQUIPOS DE ALMACÉN, MAESTRANZA, MEDICIÓN D1 EQUIPOS DE ALMACÉN Unidad US$

Y CONTROL D2 EQUIPOS DE MAESTRANZA Unidad US$

D3 EQUIPOS DE MEDICIÓN Unidad US$

D4 EQUIPOS DE CONTROL Unidad US$





Unidad Metrado

Unidad Costo

E EQUIPOS DE COMUNICACIÓN E1 TELEFONÍA FIJA Unidad US$

E2 TELEFONÍA MÓVIL Unidad US$

E3 ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS Unidad US$

E4 RADIOS PORTÁTILES Unidad US$

E5 OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN Unidad US$

F EQUIPOS DE OFICINA F1 EQUIPOS PARA OFICINA Unidad US$

F2 EQUIPOS PARA ATENCIÓN AL PÚBLICO Unidad US$

F3 OTROS EQUIPOS DE OFICINA Unidad US$

G EQUIPOS DE COMPUTACIÓN G1 EQUIPOS DE RED DE CÓMPUTO Unidad US$

G2 ESTACIONES DE TRABAJO Unidad US$

G3 IMPRESORAS Unidad US$

G4 SERVIDORES Unidad US$

G5 OTROS EQUIPOS DE CÓMPUTO Unidad US$

G6 SOFTWARES TÉCNICOS Unidad US$

G7 SOFTWARES DE GESTIÓN Unidad US$

G8 OTROS SOFTWARES Unidad US$

H OTROS EQUIPOS H1 OTROS EQUIPOS Unidad US$

LISTA DE CÓDIGOS COMPLEMENTARIOS

TENSIONES NOMINALES

NIVEL DE TENSIÓN CÓDIGO DESCRIPCIÓN

MEDIA TENSIÓN A 2.3 kV

B 5.8 kV

C 7.62 kV

D 10 kV

E 12 kV

F 13.2 kV

G 22.9 kV

ALTA TENSIÓN H 33 kV

I 60 kV

J 69 kV

MUY ALTA TENSIÓN K 110 kV

L 138 kV

M 220 kV

BAJA TENSIÓN X 220 V

Y 380/220 V

Z 440/220 V

ESTADOS VNR10 ESTADOS VNR

CÓDIGO DESCRIPCIÓN

N NUEVO

E EXISTENTE

X ELIMINADO

M MODIFICADO EXISTENTE

Y MODIFICADO ELIMINADO

TIPOS DE ESTRUCTURA


A ESTRUCTURA DE MADERA

B ESTRUCTURA DE HORMIGÓN

C ESTRUCTURA DE CONCRETO

D ESTRUCTURA DE FIERRO

E SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDA

X NINGUNO (*)

(*) Para tramos de redes subterráneas.

10

Cuadro sustituido por el art. 3º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006, el cual rige actualmente. El cuadro anterior se encuentra en la siguiente dirección: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/pdf/2004/OSINERG%20No.329-2004-OS-CD.pdf



TIPOS DE PASTORAL


A PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1” DE DIÁMETRO

B PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO

C PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETRO

D PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETRO

E PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO

F PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETRO

G PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETRO

H CONCRETO SIMPLE DE 1.30 m

I CONCRETO DOBLE DE 1.30 m

J CONCRETO TRIPLE DE 1.30 m

K CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 m

L CONCRETO PARABÓLICO DOBLE DE 1.50 m

M CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m

N CONCRETO RECORTADO DOBLE DE 0.50 m

O CONCRETO RECORTADO TRIPLE DE 0.50 m

P CONCRETO RECORTADO CUÁDRUPLE DE 0.50 m

Q NINGUNO

R PASTORAL METÁLICO TRIPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO

S CONCRETO PARABÓLICO RECORTADO SIMPLE

DENOMINACIÓN DE VÍA


JR JIRÓN

AV AVENIDA

VE VÍA EXPRESA

AU AUTOPISTA

CA CALLE

CR CARRETERA

PS PASAJE

OV ÓVALO

MA MALECÓN

AL ALAMEDA

TIPOS DE VÍA


RE REGIONAL

SR SUBREGIONAL

EX EXPRESA

AR ARTERIAL

CO COLECTORA

LR LOCAL RESIDENCIAL

LC LOCAL COMERCIAL

LU LOCAL RURAL

PP PASAJE PEATONAL Y OTROS


TIPOS DE ALUMBRADO


1 TIPO I

2 TIPO II

3 TIPO III

4 TIPO IV

5 TIPO V

SENTIDO DE TRAMO DE VÍA


D DOBLE SENTIDO

M MISMO SENTIDO DEL TRAMO

C SENTIDO CONTRARIO AL TRAMO

TIPOS DE PARQUE


Z ZONAL

M METROPOLITANO

L LOCAL

P PLAZA PRINCIPAL O DE ARMAS

TIPO DE ENTIDAD


01 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

02 CENTRAL DE GENERACIÓN AISLADA

03 SALIDA EN MEDIA TENSIÓN

04 TRAMO DE MEDIA TENSIÓN

05 VÉRTICES DEL TRAMO DE MEDIA TENSIÓN

06 EQUIPO DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO

07 NODO DE ENLACE

08 ESTRUCTURA

09 SUBESTACIÓN

10 SALIDA EN BAJA TENSIÓN

11 TRAMO DE BAJA TENSIÓN

12 VÉRTICES DEL TRAMO DE BAJA TENSIÓN

13 ACOMETIDA

14 VÉRTICES DE LA ACOMETIDA

15 PUNTO DE CONEXIÓN DEL SUMINISTRO

16 SUMINISTRO

17 EQUIPO DE ALUMBRADO PÚBLICO

18 EQUIPO DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO

19 PREDIO (TERRENOS O EDIFICACIONES)

20 VÉRTICES DEL PREDIO

21 EQUIPO DE INVERSIÓN NO ELÉCTRICA


TIPO DE ELEMENTO11

TIPO DE ELEMENTO


1 EMPRESA

2 SECTOR TÍPICO

3 SISTEMA ELÉCTRICO

4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

5 CENTRAL DE GENERACIÓN AISLADA

6 SALIDA EN MEDIA TENSIÓN

7 TRAMO DE MEDIA TENSIÓN

8 EQUIPO DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO

9 NODO DE ENLACE

10 ESTRUCTURA

11 SUBESTACIÓN

12 SALIDA EN BAJA TENSIÓN

13 TRAMO DE BAJA TENSIÓN

14 ACOMETIDA

15 PUNTO DE CONEXIÓN DEL SUMINISTRO

16 SUMINISTRO

17 EQUIPO DE ALUMBRADO PÚBLICO

18 EQUIPO DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO

19 PREDIO (TERRENOS O EDIFICACIONES)

20 EQUIPO DE INVERSIÓN NO ELÉCTRICA

11

Cuadro incorporado por el art. 3º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006.


LISTA DE CÓDIGOS DE EMPRESA, SECTORES TÍPICOS Y SISTEMAS ELÉCTRICOS

Los códigos son los vigentes o los que los sustituyan. En este último caso, la GART del OSINERG comunicará en su oportunidad el listado de códigos de empresas, sectores típicos y sistemas eléctricos.

EMPRESAS12

EMPRESAS

NOMBRE CÓDIGO

Coelvisac COEL

Edecañete EDCA

Edelnor EDLN

Electro Oriente ELOR

Electro Pangoa EPAN

Electro Puno ELPU

Electro Sur Este ELSE

Electro Sur Medio ELSM

Electro Tocache ELTO

Electro Ucayali ELUC

Electrocentro ELC

Electronoroeste ELNO

Electronorte ELN

Electrosur ELS

Emsemsa EMSE

Emseusa EMSU

Hidrandina ELNM

Luz del Sur LDS

P.E. Chavimochic CHAV

Seal SEAL

Sersa SERS

SECTORES TÍPICOS

13

SECTORES TÍPICOS

CÓDIGOS NUEVOS CÓDIGOS ANTERIORES

CÓDIGO DESCRIPCIÓN CÓDIGO DESCRIPCIÓN

1 SECTOR TÍPICO 1 1 SECTOR TÍPICO 1





6 SECTOR TÍPICO ESPECIAL 2 SECTOR TÍPICO 2

12

Cuadro sustituido por el art. 3º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006, el cual rige actualmente. El cuadro anterior se encuentra en la siguiente dirección: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/pdf/2004/OSINERG%20No.329-2004-OS-CD.pdf 13

Cuadro sustituido por el art. 3º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006, , el cual rige actualmente. El cuadro anterior se encuentra en la siguiente dirección: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/pdf/2004/OSINERG%20No.329-2004-OS-CD.pdf




SISTEMAS ELÉCTRICOS14

SISTEMAS ELÉCTRICOS

DESCRIPCIÓN DE CÓDIGO DE CÓDIGO DE DESCRIPCIÓN DE CÓDIGO DE

EMPRESA EMPRESA SECTOR TÍPICO SISTEMA ELÉCTRICO SISTEMA ELÉCTRICO

Coelvisac COEL 3 Andahuasi SE0002

Coelvisac COEL 6 Villacurí SE0001

Edecañete EDCA 2 Cañete SE0003

Edecañete EDCA 4 Lunahuaná SE0004

Edelnor EDLN 1 Lima Norte SE0005

Edelnor EDLN 2 Huacho-Supe-Barranca SE0006

Edelnor EDLN 2 Huaral-Chancay SE0007

Edelnor EDLN 3 Canta SE0011

Edelnor EDLN 3 Churín SE0012

Edelnor EDLN 3 Pativilca SE0008

Edelnor EDLN 3 Sayán-Humaya SE0221

Edelnor EDLN 5 Hoyos-Acos SE0014

Edelnor EDLN 5 Ravira-Pacaraos SE0013

Edelnor EDLN 5 Yaso SE0016

Electro Oriente ELOR 2 Caballococha SE0017

Electro Oriente ELOR 2 Iquitos SE0019

Electro Oriente ELOR 2 Nauta SE0020

Electro Oriente ELOR 2 Pangoa SE0158

Electro Oriente ELOR 2 Tamshiyacu SE0172

Electro Oriente ELOR 2 Tarapoto-Moyobamba SE0236

Electro Oriente ELOR 2 Yurimaguas SE0023

Electro Oriente ELOR 3 Contamana SE0018

Electro Oriente ELOR 3 Requena SE0021

Electro Oriente ELOR 3 Rioja Oriente SE0235

Electro Oriente ELOR 4 Iquitos Rural SE0234

Electro Oriente ELOR 5 Bellavista-Gera-Tarapoto Rural SE0233

Electro Puno ELPU 2 Juliaca SE0025

Electro Puno ELPU 2 Puno SE0026

Electro Puno ELPU 3 Azángaro SE0027

Electro Puno ELPU 3 Puno Baja Densidad SE0239

Electro Puno ELPU 4 Antauta SE0028

Electro Puno ELPU 4 PSE San Gabán SE0220

Electro Puno ELPU 5 Anapia SE0031

Electro Puno ELPU 5 Ayaviri SE0029

Electro Puno ELPU 5 Azángaro Rural SE0237

Electro Puno ELPU 5 Ilave-Pomata SE0030

Electro Puno ELPU 5 Juliaca Rural SE0238

Electro Sur Este ELSE 2 Cusco SE0032

Electro Sur Este ELSE 3 Abancay SE0035

Electro Sur Este ELSE 3 Iberia SE0033

Electro Sur Este ELSE 3 Iñapari SE0039

Electro Sur Este ELSE 3 La Convención SE0036

Electro Sur Este ELSE 3 Puerto Maldonado SE0034

Electro Sur Este ELSE 3 Sicuani SE0244

Electro Sur Este ELSE 5 Abancay Rural SE0241

Electro Sur Este ELSE 5 Andahuaylas SE0042

Electro Sur Este ELSE 5 Combapata-Sicuani Rural SE0242

Electro Sur Este ELSE 5 La Convención Rural SE0243

Electro Sur Este ELSE 5 Valle Sagrado 1 SE0040



Electro Sur Este ELSE 5 Yauri SE0038

14

Cuadro sustituido por el art. 3º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006, el cual rige actualmente. El cuadro anterior se encuentra en la siguiente dirección: http://www2.osinerg.gob.pe/Resoluciones/pdf/2004/OSINERG%20No.329-2004-OS-CD.pdf





Electro Tocache ELTO 3 Tocache SE0153

Electro Ucayali ELUC 2 Pucallpa SE0057

Electro Ucayali ELUC 3 Aguaytia SE0171

Electro Ucayali ELUC 3 Atalaya SE0058

Electro Ucayali ELUC 4 Campo Verde SE0059

Electrocentro ELC 2 Ayacucho SE0060

Electrocentro ELC 2 Huancavelica Ciudad SE0061

Electrocentro ELC 2 Huancayo SE0062

Electrocentro ELC 2 Huanta-Cobriza SE0222

Electrocentro ELC 2 Huánuco SE0066

Electrocentro ELC 2 Pichanaki SE0067

Electrocentro ELC 2 Tingo María SE0065

Electrocentro ELC 3 Chalhuamayo-Satipo SE0073

Electrocentro ELC 3 Pasco SE0063

Electrocentro ELC 3 Tarma-Chanchamayo SE0064

Electrocentro ELC 4 Huánuco Rural 1 SE0258

Electrocentro ELC 4 Pozuzo SE0080

Electrocentro ELC 4 San Francisco SE0074

Electrocentro ELC 4 Valle del Mantaro 1 SE0071


Electrocentro ELC 5 Acobambilla SE0079

Electrocentro ELC 5 Ayacucho Rural SE0161

Electrocentro ELC 5 Cangallo-Llusita SE0068

Electrocentro ELC 5 Huancavelica Rural SE0075

Electrocentro ELC 5 Huanta Rural SE0223

Electrocentro ELC 5 Huánuco Rural 2 SE0162

Electrocentro ELC 5 Pampas SE0070

Electrocentro ELC 5 Pasco Rural SE0224

Electrocentro ELC 5 San Balvín SE0170

Electrocentro ELC 5 Tablachaca SE0078

Electrocentro ELC 5 Tarma Rural SE0164



Electronoroeste ELNO 2 Piura SE0081

Electronoroeste ELNO 2 Sullana-El Arenal-Paita SE0082

Electronoroeste ELNO 2 Talara SE0083

Electronoroeste ELNO 2 Tumbes SE0084

Electronoroeste ELNO 3 Bajo Piura SE0085

Electronoroeste ELNO 3 Canchaque SE0088

Electronoroeste ELNO 3 Huancabamba SE0090

Electronoroeste ELNO 3 Máncora SE0232

Electronoroeste ELNO 3 Santo Domingo SE0091

Electronoroeste ELNO 4 Chalaco SE0089

Electronoroeste ELNO 4 Chulucanas SE0086

Electronoroeste ELNO 4 Tumbes Rural SE0165

Electronoroeste ELNO 5 Frontera SE0231

Electronoroeste ELNO 5 Zarumilla Rural SE0259




Electrosur ELS 2 Ilo SE0110

Electrosur ELS 2 Moquegua SE0111

Electrosur ELS 2 Tacna SE0112

Electrosur ELS 2 Yarada SE0113

Electrosur ELS 5 Ichuña SE0117

Electrosur ELS 5 Moquegua Rural SE0240

Electrosur ELS 5 Puquina-Omate-Ubinas SE0114

Electrosur ELS 5 Tarata SE0115

Electrosur ELS 5 Tomasiri SE0116

Emsemsa EMSE 3 Paramonga SE0154

Emseusa EMSU 4 Utcubamba SE0155

Hidrandina ELNM 2 Cajamarca SE0118

Hidrandina ELNM 2 Chimbote SE0119

Hidrandina ELNM 2 Chiquián SE0129

Hidrandina ELNM 2 Guadalupe SE0120

Hidrandina ELNM 2 Huarmey SE0121

Hidrandina ELNM 2 Trujillo SE0122

Hidrandina ELNM 3 Cajamarca Baja Densidad SE0255

Hidrandina ELNM 3 Caraz-Carhuaz-Huaraz SE0123

Hidrandina ELNM 3 Celendín SE0128

Hidrandina ELNM 3 Tortugas SE0130

Hidrandina ELNM 3 Trujillo Baja Densidad SE0253

Hidrandina ELNM 4 Catilluc SE0257

Hidrandina ELNM 4 Guadalupe Rural SE0254

Hidrandina ELNM 4 Tayabamba SE0132

Hidrandina ELNM 4 Ticapampa SE0125

Hidrandina ELNM 4 Trujillo Rural SE0168

Hidrandina ELNM 5 Cajamarca Rural SE0230

Hidrandina ELNM 5 Casma Rural SE0169

Hidrandina ELNM 5 Chimbote Rural SE0256

Hidrandina ELNM 5 Huallanca SE0124

Hidrandina ELNM 5 Huari SE0126

Hidrandina ELNM 5 Namora SE0131

Hidrandina ELNM 5 Pomabamba SE0127

Luz del Sur LDS 1 Lima Sur SE0133

P.E. Chavimochic CHAV 3 Chao SE0157

P.E. Chavimochic CHAV 3 Tanguche Desarenador SE0260

Seal SEAL 2 Arequipa SE0134

Seal SEAL 2 Atico SE0136

Seal SEAL 2 Ocoña SE0144

Seal SEAL 2 Orcopampa SE0152

Seal SEAL 3 Camaná SE0138

Seal SEAL 3 Caravelí SE0145

Seal SEAL 3 Chuquibamba SE0141

Seal SEAL 3 Cotahuasi SE0147

Seal SEAL 3 Islay SE0249

Seal SEAL 4 Huanca SE0142

Seal SEAL 4 Valle de Majes SE0252

Seal SEAL 5 Bella Unión-Chala SE0248

Seal SEAL 5 Majes-Siguas SE0250

Seal SEAL 5 Pampacolca SE0148

Seal SEAL 5 Repartición-La Cano SE0251

Seal SEAL 5 Valle del Colca SE0146

Sersa SERS 3 Rioja SE0156

La Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) podrá incorporar nuevos códigos complementarios de acuerdo a las incorporaciones de nuevas empresas de distribución


eléctrica o sistemas de distribución eléctrica. Los nuevos códigos serán comunicados por la GART15.

15

Párrafo incorporado por el art. 3º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006.


ANEXO N 4

ESTRUCTURA DE DATOS Pautas Generales Nombre de las Tablas: Para nombrar cada una de las tablas, se puede usar cualquier nombre válido de archivo. Por ejemplo para la tabla de Centros de Transformación, puede usarse: “Centro de Transformación.txt”, “Centro de Transformación”, “CT.txt” o cualquier otro que permita identificar fácilmente el respectivo archivo. Delimitador de Columna: Puede usarse cualquier delimitador o separador de columna válido en SQL o Windows. Por ejemplo: tab, coma, punto y coma u otro. No se debe usar el espacio como separador. Delimitador de Fila: Puede usarse como delimitador o separador de fila, cualquier caracter o combinación de caracteres válido en SQL o Windows. El sistema usará por defecto la combinación de caracteres de retorno de carro/avance de línea. Vértices: En las tablas de vértices de polilíneas y polígonos, el campo del número de secuencia debe iniciar en cero. Valores Nulos: Se considera valor nulo cuando entre los delimitadores de columna no exista ningún carácter. Punto Decimal: Se considera al caracter punto (.) como separador decimal en los valores numéricos.


TABLAS 1. INFORMACIÓN DE ORGANIZACIÓN

Empresa

Campo Tipo de Campo Ancho Total

Decimales Descripción

1 CARACTER 4 Identificador de la empresa (ver tabla “Empresas”)

2 CARACTER 25 Nombre de la empresa (ver tabla “Empresas”)

3 NUMERICO 10 2 Máxima demanda a nivel empresa (kW)

4 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del alumbrado público a nivel empresa (kW)

5 CARACTER 6 Datum (WGS84 o PSAD56)

6 NUMERICO 2 Zona UTM de referencia en la que se encuentra la empresa (valores 17, 18 o 19)

7 CARACTER 4 Año al que corresponde la información entregada (formato aaaa)

Sector Típico



1 CARACTER 1 Identificador del sector típico (ver tabla “Sectores Típicos”)

2 CARACTER 25 Nombre del sector típico (ver tabla “Sectores Típicos”)

3 NUMERICO 10 2 Máxima demanda a nivel de sector típico (kW)

4 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del alumbrado público a nivel de sector típico (kW)

Sistema Eléctrico



1 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico (ver tabla “Sistemas Eléctricos”)

2 CARACTER 25 Nombre del sistema eléctrico (ver tabla “Sistemas Eléctricos”)

3 CARACTER 1 Identificador del sector típico al que pertenece el sistema eléctrico (ver tabla “Sectores Típicos”)

4 CARACTER 1 Tipo de sistema eléctrico (I: Interconectado, T: Aislado Térmico o H: Aislado Hidráulico)

5 NUMERICO 10 2 Máxima demanda a nivel de sistema eléctrico (kW)

6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del alumbrado público a nivel de sistema eléctrico (kW)

7 CARACTER 4 Identificador de la empresa a la que pertenece el sistema eléctrico (ver tabla “Empresas”)


Centro de Transformación



1 CARACTER 15 Identificador del centro de transformación (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 30 Nombre del centro de transformación (asignado por la empresa)

3 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal 1 (ver tabla “Tensiones Nominales”)



6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del centro de transformación (kW)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del alumbrado público del centro de transformación (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia instalada del centro de transformación (kVA)

9 NUMERICO 10 2 Potencia segura del centro de transformación (kVA) (*)

10 NUMERICO 10 2 Potencia contratada por el mercado libre (kW)

11 CARACTER 1 Estado del centro de transformación (ver tabla “Estados VNR”)

12 CARACTER 10 Fecha de puesta en servicio (formato dd/mm/aaaa)

13 CARACTER 10 Fecha de retiro (formato dd/mm/aaaa)

14 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM X

15 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y

(*) Potencia firme garantizada en caso uno de los transformadores falle y sólo se aplica al sector típico 1.

Central de Generación Aislada



1 CARACTER 15 Identificador de la central de generación aislada (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 30 Nombre de la central de generación aislada (asignado por la empresa)

3 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico al que pertenece la central de generación aislada (ver tabla “Sistemas Eléctricos”)

4 CARACTER 1 Tipo de central (T: Térmica o H: Hidráulica)

5 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal de la salida en MT o BT (ver tabla “Tensiones Nominales”)

6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del centro de generación aislada (kW)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del alumbrado público del centro de generación aislada (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia instalada del centro de generación aislada (kVA)

9 NUMERICO 10 2 Potencia segura del centro de generación aislada (kVA) (*)

10 CARACTER 1 Estado de la central de generación aislada (ver tabla “ Estados VNR”)





(*) Potencia firme garantizada en caso uno de los transformadores falle y sólo se aplica al sector típico 1.


2. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES Media Tensión




1 CARACTER 12 Identificador de la salida en media tensión (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 15 Identificador del centro de transformación al que pertenece (nulo en caso de sistemas eléctricos aislados)

3 CARACTER 15 Identificador del centro de generación aislada al que pertenece (nulo en caso de sistemas eléctricos interconectados)

4 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico al que pertenece (ver tabla “Sistemas Eléctricos”)

5 CARACTER 12 Nombre asignado por la empresa a la salida en media tensión

6 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal (ver tabla “Tensiones Nominales”)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia nominal (kW)


10 CARACTER 1 Identificador de la propiedad (D: Distribuidora o T: Terceros)

11 CARACTER 1 Estado de la salida en media tensión (ver tabla “Estados VNR”)





Tramo de Media Tensión



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador de la salida en media tensión asociada


4 CARACTER 1 Identificador del tipo de circuito (T: Troncal o L: Lateral)

5 CARACTER 1 Identificador del tipo de red (A: Aérea o S: Subterránea)

6 CARACTER 8 Código VNR de las fases activas

7 CARACTER 8 Código VNR del conductor neutro

8 CARACTER 1 Identificador del tipo de estructura (ver tabla “Tipos de Estructura”) (*)


10 CARACTER 1 Estado del tramo de media tensión (ver tabla “Estados VNR”)



13 NUMERICO 8 2 Longitud del tramo (m)

14 CARACTER 12 Identificador del tramo anterior (tramo padre)

(*) En caso de presentarse varios tipos de estructura, se considerará el tipo de estructura predominante.


Vértices del Tramo de Media Tensión



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión

2 NUMERICO 3 Identificador del número de secuencia del vértice de la polilínea (se inicia en cero)



Equipo de Protección y Seccionamiento



1 CARACTER 12 Identificador del equipo (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión sobre el que está instalado (nulo si está en subestación de seccionamiento)

3 CARACTER 12 Identificador de la subestación de seccionamiento donde se encuentra instalado (nulo si está en tramo de media tensión)


5 CARACTER 8 Código VNR del equipo

6 CARACTER 1 Código del tipo de instalación del equipo (I: Interior o E: exterior)


8 CARACTER 1 Estado del equipo (ver tabla “Estados VNR”)





Nodo de Enlace



1 CARACTER 12 Identificador del nodo de enlace (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión asociado

3 CARACTER 12 Identificador de la subestación asociada



6 CARACTER 1 Estado del nodo de enlace (ver tabla “Estados VNR”)






Estructura



1 CARACTER 12 Identificador de la estructura (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión al que soporta

3 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión al que soporta

4 CARACTER 12 Etiqueta de la estructura (asignada por la empresa)

5 CARACTER 8 Código VNR de la estructura

6 CARACTER 1 Código del tipo de estructura (ver tabla “Tipos de Estructura”)


8 CARACTER 1 Estado de la estructura (ver tabla “Estados VNR”)





Subestaciones

Subestación



1 CARACTER 12 Identificador de la subestación (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador de la salida de media tensión asociada




6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del servicio particular o del usuario en media tensión (kW)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del servicio de alumbrado público (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia instalada (kVA)

9 CARACTER 12 Etiqueta de la subestación (asignada por la empresa)

10 CARACTER 2 Identificador del subcomponente (ver “Lista de Códigos de Grupos, Componentes y Subcomponentes”)

11 CARACTER 8 Código VNR de la subestación


13 CARACTER 1 Estado de la subestación (ver tabla “Estados VNR”)






Baja Tensión

Salida en Baja Tensión



1 CARACTER 12 Identificador de la salida en baja tensión (código único e invariable, asignado por la empresa)


3 CARACTER 12 Identificador del centro de generación aislada asociado (nulo para sistemas eléctricos interconectados)


5 CARACTER 12 Nombre asignado por la empresa a la salida en baja tensión

6 CARACTER 2 Identificador del tipo de servicio (SP: Servicio Particular o AP: Alumbrado Público)


8 CARACTER 1 Estado de la salida en baja tensión (ver tabla “Estados VNR”)





Tramo de Baja Tensión



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador de la salida en baja tensión asociada


4 CARACTER 8 Código VNR del conductor de servicio particular

5 CARACTER 8 Código VNR del conductor adicional de servicio particular

6 CARACTER 8 Código VNR del conductor de alumbrado público


8 CARACTER 1 Identificador del tipo de estructura (ver tabla “Tipos de Estructura”) (*)



11 CARACTER 1 Estado del tramo de baja tensión (ver tabla “Estados VNR”)




(*) En caso de presentarse varios tipos de estructura, se considerará el tipo de estructura predominante.

Vértices del Tramo de Baja Tensión



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión





Acometida



1 CARACTER 12 Identificador de la acometida (código único e invariable asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión asociado

3 CARACTER 1 Estado de la acometida (ver tabla “Estados VNR”)



Vértices de la Acometida



1 CARACTER 12 Identificador de la acometida




Punto de Conexión del Suministro



1 CARACTER 12 Identificador del punto de conexión del suministro (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador de la acometida asociada

3 CARACTER 1 Estado del punto de conexión del suministro (ver tabla “Estados VNR”)





Suministro



1 CARACTER 12 Identificador del suministro (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador del punto de conexión asociado (sólo para usuarios en baja tensión)

3 CARACTER 1 Estado del suministro (ver tabla “Estados VNR”)



6 CARACTER 12 Identificador de la subestación asociada (sólo para usuarios en media tensión)


Equipo de Alumbrado Público



1 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado público (código único e invariable, asignado por la empresa)


3 CARACTER 12 Identificador del tramo de vía asociado

4 CARACTER 2 Ubicación del equipo de alumbrado en la vía (PP: Pista principal o PS: Pista Secundaria)

5 CARACTER 12 Identificador del parque asociado

6 CARACTER 8 Código VNR del equipo de alumbrado

7 CARACTER 1 Identificador del tipo de pastoral (ver tabla “Tipos de Pastoral”)


9 CARACTER 1 Estado del equipo de alumbrado público (ver tabla “Estados VNR”)





Equipo de Control de Alumbrado Público



1 CARACTER 12 Identificador del equipo de control de alumbrado público (código único e invariable, asignado por la empresa)



4 CARACTER 8 Código VNR del equipo de control de alumbrado público


6 CARACTER 1 Estado del equipo de control de alumbrado público (ver tabla “Estados VNR”)






3. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS EXISTENTES

Predio (Inversión No Eléctrica - Terrenos y Edificaciones)



1 CARACTER 12 Identificador del predio (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico asociado

3 CARACTER 1

Identificador del componente (ver “Lista de Códigos de Grupos, Componentes y Subcomponentes”) Para una edificación se reporta el terreno en un registro y la edificación en otro


5 CARACTER 200 Uso del terreno o edificación

6 CARACTER 200 Dirección (ubicación) del terreno o edificación

7 NUMERICO 10 2 Área del terreno o edificación (m2)

8 NUMERICO 10 2 Costo unitario del terreno o edificación (US$/m2)

9 CARACTER 4 Año de construcción de la edificación (formato aaaa)

10 CARACTER 1 Estado del terreno o edificación (ver tabla “Estados VNR”)

Vértices del Predio



1 CARACTER 12 Identificador del predio

2 NUMERICO 3 Identificador del número de secuencia del vértice del polígono (se inicia en cero)



Equipo de Inversión No Eléctrica



1 CARACTER 12 Identificador del equipo (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador del predio en el cual se encuentra ubicado o asignado el equipo

3 CARACTER 1 Identificador del componente (ver “Lista de Códigos de Grupos, Componentes y Subcomponentes”)


5 CARACTER 200 Uso del equipo

5 CARACTER 200 Descripción del equipo

6 CARACTER 100 Marca del equipo

7 CARACTER 100 Modelo del equipo

8 CARACTER 4 Año de fabricación (formato aaaa)

9 NUMERICO 3 Cantidad

10 NUMERICO 10 2 Costo unitario (US$/unidad)

11 CARACTER 1 Estado del equipo (ver tabla “Estados VNR”)


4. INFORMACIÓN CATASTRAL

Vía



1 CARACTER 12 Identificador de la vía (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 100 Nombre de la vía

3 CARACTER 2 Denominación de la vía (ver tabla “Denominación de Vía”)

Tramo de Vía



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de vía (código único e invariable asignado por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador de la vía asociada

3 CARACTER 2 Identificador del tipo de vía (ver tabla “Tipos de Vía”)

4 CARACTER 1 Identificador del tipo de alumbrado (ver tabla “Tipos de Alumbrado”)

5 CARACTER 1 Identificador del sentido del tramo de vía (ver tabla “Sentido de Tramo de Vía”)

6 NUMERICO 5 Ancho de la vía (m) (*)

7 NUMERICO 3 Número de pistas

8 NUMERICO 3 Número de carriles

9 CARACTER 1 Tipo de calzada (C: Clara o O: Oscura)

(*) El ancho de vía incluye la acera. En el caso que un tramo de vía tenga un ancho de vía variable, deberá considerarse un valor promedio en metros.

Vértices del Tramo de Vía



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de vía




Parque



1 CARACTER 12 Identificador del parque (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 1 Identificador del tipo de parque (ver tabla “Tipos de Parque”)

3 CARACTER 100 Nombre del parque


Vértices del Parque



1 CARACTER 12 Identificador del parque




Manzana



1 CARACTER 12 Identificador de la manzana (código único e invariable, asignado por la empresa)

Vértices de la Manzana



1 CARACTER 12 Identificador de la manzana




Zona Histórica o Monumental



1 CARACTER 12 Identificador de la zona histórica o monumental (código único e invariable, asignado por la empresa)

2 CARACTER 100 Nombre de la zona histórica o monumental

Vértices de la Zona Histórica o Monumental



1 CARACTER 12 Identificador de la zona histórica o monumental




Zona de Concesión



1 CARACTER 12 Identificador de la zona de concesión (código único e invariable, asignado por la empresa)


Vértices de la Zona de Concesión



1 CARACTER 12 Identificador de la zona de concesión





5. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ADAPTADAS Media Tensión

Tramo de Media Tensión Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión existente

2 NUMERICO 3 Número de secuencia de división del tramo (se inicia en cero)





7 CARACTER 1 Identificador del tipo de estructura (ver tabla “Tipos de Estructura”)


Equipo de Protección y Seccionamiento Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del equipo existente



3 CARACTER 1 Código del tipo de instalación del equipo (I: Interior o E: exterior)

Subestaciones

Subestación Adaptada



1 CARACTER 12 Identificador de la subestación existente







Baja Tensión

Tramo de Baja Tensión Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión existente

2 NUMERICO 3 Número de secuencia de división del tramo (se inicia en cero)


4 CARACTER 2 Identificador del tipo de servicio (SP: Servicio Particular o AP: Alumbrado Público)





9 CARACTER 1 Identificador del tipo de estructura (ver tabla “Tipos de Estructura”)


Equipo de Alumbrado Público Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado público existente




Equipo de Control de Alumbrado Público Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del equipo de control de alumbrado público existente



Estructura Adaptada (sólo para el alumbrado público alimentado por redes subterráneas)



1 CARACTER 12 Identificador de la salida de baja tensión existente a la que pertenece



4 NUMERICO 11 2 Cantidad


6. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS ADAPTADAS

Predio Adaptado (Inversiones No Eléctricas - Terrenos y Edificaciones)



1 CARACTER 12 Identificador del predio existente

2 NUMERICO 10 2 Área del predio (m2)

3 NUMERICO 10 2 Costo unitario (US$/m2)

Equipo de Inversión No Eléctrica Adaptado




2 CARACTER 200 Descripción del equipo adaptado

3 NUMERICO 3 Cantidad de equipos adaptados

4 NUMERICO 10 2 Costo unitario (US$/unidad)

7. INFORMACIÓN DE ALTAS Y BAJAS16 INFORMACIÓN DE ALTAS Y BAJAS

Incorporación de Nuevos Elementos

16

Numeral modificado por el art.4º de la Resolución OSINERG Nº 336-2006-OS/CD, publicada con fecha 19/07/2006, cuyo texto rige actualmente. El contenido anterior de este numeral era el siguiente: 7. INFORMACIÓN DE MODIFICACIONES DE LAS TABLAS DE DATOS

Modificaciones



1 NUMERICO 12 Identificador de la modificación asignado por la empresa

2 CARACTER 2 Identificador que indica el nombre de la entidad sobre la cual se ha realizado la modificación (ver tabla “Tipos de Entidad”)

3 CARACTER 12 Identificador del elemento modificado

4 CARACTER 2 Indica el número de campo en la tabla del elemento modificado que corresponda al atributo modificado

5 CARACTER 20 Valor anterior

6 CARACTER 20 Valor nuevo

7 CARACTER 100 Motivo por el cual se ha realizado el cambio


Centro de Transformación Nuevo

Campo Tipo de Campo Ancho Total Decimales Descripción

1 CARACTER 15 Identificador del centro de transformación

2 CARACTER 30 Nombre del centro de transformación

3 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal 1



6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del centro de transformación (kW)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del alumbrado público del centro de

transformación (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia instalada del centro de transformación (kVA)

9 NUMERICO 10 2 Potencia segura del centro de transformación (kVA)





Central de Generación Aislada Nueva


1 CARACTER 15 Identificador de la central de generación aislada

2 CARACTER 30 Nombre de la central de generación aislada

3 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico al que pertenece la central

de generación aislada

4 CARACTER 1 Tipo de central (T: Térmica o H: Hidráulica)

5 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal de la salida en MT o BT

6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del centro de generación aislada (kW)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del alumbrado público del centro de

generación aislada (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia instalada del centro de generación aislada (kVA)

9 NUMERICO 10 2 Potencia segura del centro de generación aislada (kVA)




Salida en Media Tensión Nueva


1 CARACTER 12 Identificador de la salida en media tensión

2 CARACTER 15 Identificador del centro de transformación al que pertenece

(nulo en caso de sistemas eléctricos aislados)

3 CARACTER 15 Identificador del centro de generación aislada al que pertenece

(nulo en caso de sistemas eléctricos interconectados)

4 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico al que pertenece

5 CARACTER 12 Nombre asignado por la empresa a la salida en media tensión

6 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia nominal (kW)






Tramo de Media Tensión Nuevo



2 CARACTER 12 Identificador de la salida en media tensión asociada


4 CARACTER 1 Identificador del tipo de circuito (T: Troncal o L: Lateral)




8 CARACTER 1 Identificador del tipo de estructura






Vértices del Tramo de Media Tensión Nuevo



2 NUMERICO 3 Identificador del número de secuencia del vértice de la

polilínea (se inicia en cero)



Equipo de Protección y Seccionamiento Nuevo


1 CARACTER 12 Identificador del equipo

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión sobre el que está

instalado (nulo si está en subestación de seccionamiento)

3 CARACTER 12 Identificador de la subestación de seccionamiento donde se

encuentra instalado (nulo si está en tramo de media tensión)



6 CARACTER 1 Código del tipo de instalación del equipo (I: Interior E: exterior)





Nodo de Enlace Nuevo


1 CARACTER 12 Identificador del nodo de enlace

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión asociado







Estructura Nueva


1 CARACTER 12 Identificador de la estructura

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión al que soporta

3 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión al que soporta

4 CARACTER 12 Etiqueta de la estructura (asignada por la empresa)







Subestación Nueva


1 CARACTER 12 Identificador de la subestación

2 CARACTER 12 Identificador de la salida de media tensión asociada




6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del servicio particular o del usuario en

media tensión (kW)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del servicio de alumbrado público (kW)


9 CARACTER 12 Etiqueta de la subestación (asignada por la empresa)

10 CARACTER 2 Identificador del subcomponente







Salida en Baja Tensión Nueva


1 CARACTER 12 Identificador de la salida en baja tensión


3 CARACTER 12 Identificador del centro de generación aislada asociado

(nulo para sistemas eléctricos interconectados)


5 CARACTER 12 Nombre asignado por la empresa a la salida en baja tensión

6 CARACTER 2 Identificador del tipo de servicio

(SP: Servicio Particular o AP: Alumbrado Público)





Tramo de Baja Tensión Nuevo














Vértices del Tramo de Baja Tensión Nuevo







Acometida Nueva





Vértices de la Acometida Nueva







Punto de Conexión del Suministro Nuevo


1 CARACTER 12 Identificador del punto de conexión del suministro

2 CARACTER 12 Identificador de la acometida asociada




Suministro Nuevo


1 CARACTER 12 Identificador del suministro

2 CARACTER 12 Identificador del punto de conexión asociado

(sólo para usuarios en baja tensión)



(sólo para usuarios en media tensión)


Equipo de Alumbrado Público Nuevo


1 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado público


3 CARACTER 12 Identificador del tramo de vía asociado

4 CARACTER 2 Ubicación del equipo de alumbrado en la vía

(PP: Pista principal o PS: Pista Secundaria)

5 CARACTER 12 Identificador del parque asociado







Equipo de Control de Alumbrado Público Nuevo


1 CARACTER 12 Identificador del equipo de control de alumbrado público








Predio Nuevo (Inversión No Eléctrica - Terrenos y Edificaciones)



2 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico asociado

3 CARACTER 1 Identificador del componente (*)


5 CARACTER 200 Uso del terreno o edificación

6 CARACTER 200 Dirección (ubicación) del terreno o edificación

7 NUMERICO 10 2 Área del terreno o edificación (m2)

8 NUMERICO 10 2 Costo unitario del terreno o edificación (US$/m2)

9 CARACTER 4 Año de construcción de la edificación (formato aaaa)

(*) Para una edificación se reporta el terreno en un registro y la edificación en otro

Vértices del Predio Nuevo



2 NUMERICO 3 Identificador del número de secuencia del vértice del

polígono (se inicia en cero)



Equipo de Inversión No Eléctrica Nuevo



2 CARACTER 12 Identificador del predio en el cual se encuentra ubicado o

asignado el equipo

3 CARACTER 1 Identificador del componente


5 CARACTER 200 Descripción del equipo

6 CARACTER 100 Marca del equipo

7 CARACTER 100 Modelo del equipo

8 CARACTER 4 Año de fabricación (formato aaaa)

9 NUMERICO 3 Cantidad

10 NUMERICO 10 2 Costo unitario (US$/unidad) Retiro de Elementos

Elemento Retirado


1 CARACTER 2 Código de Elemento (ver tabla “Tipo de Elemento”)

2 CARACTER 12 Identificador del elemento

3 CARACTER 10 Fecha de retiro (dd/mm/aaaa) Reemplazo de Elementos


Tramo de Media Tensión que Reemplaza al Existente




3 CARACTER 1 Identificador del tipo de circuito (T, L)




7 CARACTER 10 Fecha de puesta en servicio (dd/mm/aaaa)

8 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión existente

Equipo de Protección y Seccionamiento que Reemplaza al Existente







Estructura que Reemplaza al Existente


1 CARACTER 12 Identificador de la estructura


3 CARACTER 1 Código del tipo de estructura


5 CARACTER 12 Identificador de la estructura existente

Subestación que Reemplaza al Existente


1 CARACTER 12 Identificador de la subestación




5 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del servicio particular (kW)

6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda de alumbrado público (kW)





11 CARACTER 12 Identificador de la subestación existente

Tramo de Baja Tensión que Reemplaza al Existente









8 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión existente

Equipo de Alumbrado Público que Reemplaza al Existente


1 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado público


3 CARACTER 1 Identificador del tipo de pastoral


5 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado público existente

Equipo de Control de Alumbrado Público que Reemplaza al Existente


1 CARACTER 12 Identificador del equipo de control

2 CARACTER 8 Código VNR del equipo de control


4 CARACTER 12 Identificador del equipo de control existente MODIFICACIÓN DE DATOS


Actualización de información

Campo Actualizado


1 CARACTER 2 Código del elemento (ver tabla “Tipo de Elemento”)


3 NUMERICO 2 Número de campo (de acuerdo a la estructura de cada tabla)

4 CARACTER 20 Nuevo valor del campo

Elemento Punto Actualizado






Elemento Polilínea Actualizado




Vértices de Elemento Polilínea Actualizado




3 NUMERICO 3 Identificador del número se secuencia (inicia en 0)



Elemento Área Actualizado




Vértices de Elemento Área Actualizado






5 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y Rectificación de información

Campo Rectificado




3 NUMERICO 2 Número de campo (de acuerdo a la estructura de cada tabla)

4 CARACTER 50 Nuevo valor del campo

Elemento Punto Rectificado






Elemento Polilínea Rectificado





Vértices de Elemento Polilínea Rectificado







Elemento Área Rectificado




Vértices de Elemento Área Rectificado






5 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y Modificación de Topología en Media Tensión

Modificación de Topología en Media Tensión


1 CARACTER 12 Identificador de modificación

2 CARACTER 12 Identificador del tramo original

3 CARACTER 10 Fecha de modificación (dd/mm/aaaa)

Tramo de Media Tensión con Modificación de Topología


1 CARACTER 12 Identificador del tramo (nuevo identificador)


3 NUMERICO 3 Secuencia dentro del tramo original (0,1,2,…)


Vértices del Tramo de Media Tensión con Modificación de Topología


1 CARACTER 12 Identificador del tramo

2 NUMERICO 3 Número de secuencia del vértice (se inicia en cero)




Modificación de Topología en Baja Tensión

Modificación de Topología en Baja Tensión



2 CARACTER 12 Identificador del tramo Original

3 CARACTER 10 Fecha de modificación (dd/mm/aaaa)

Tramo de Baja Tensión con Modificación de Topología


1 CARACTER 12 Identificador del tramo (nuevo identificador)


3 NUMERICO 3 Secuencia dentro del tramo original (0,1,2,…)


Vértices del Tramo de Baja Tensión con Modificación de Topología


1 CARACTER 12 Identificador del tramo

2 NUMERICO 3 Número de secuencia del vértice (se inicia en cero)


4 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y Transferencia de Carga en Media Tensión

Transferencia en Media Tensión


1 CARÁCTER 12 Identificador de la transferencia

2 CARÁCTER 10 Fecha de la transferencia (dd/mm/aaaa)

Tramo de Media Tensión Transferido


1 CARÁCTER 12 Identificador del tramo de media tensión

2 CARÁCTER 12 Identificador de la salida en media tensión asociada

3 CARÁCTER 1 Identificador del tipo de circuito (T: Troncal o L: Lateral)

4 CARÁCTER 12 Identificador del tramo anterior (tramo padre)

5 CARÁCTER 12 Identificador de la transferencia

Subestación Transferida


1 CARÁCTER 12 Identificador de la subestación

2 CARÁCTER 12 Identificador de la salida de media tensión asociada

3 CARÁCTER 12 Identificador de la transferencia Transferencia de Carga en Baja Tensión

Transferencia en Baja Tensión


1 CARACTER 12 Identificador de la Transferencia

2 CARACTER 10 Fecha de la transferencia (dd/mm/aaaa)

Tramo de Baja Tensión Transferido





4 CARACTER 12 Identificador de la transferencia ”


ANEXO N 5

FORMATOS DE VALORIZACIÓN Y METRADOS

ANEXO N° 5

FORMATOS DE VALORIZACIÓN Y METRADOS

Sectores Típicos por Empresa

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaDemanda Total Empresa (kW)Demanda AP Empresa (kW)

Formato STPágina

Sector Típico Demanda Demanda APkW kW

1234

Sistemas Eléctricos por Empresa

Código Empresa OSINERG -GARTNombre EmpresaDemanda Total Empresa (kW)Demanda AP Empresa (kW)

Formato SEPágina

Código Sistema Nombre Sistema Sector Tipo de Demanda Demanda AP Cantidad de Centros deEléctrico Eléctrico Típico Sistema (1) kW kW Transformación (2)

Notas:(1) Tipo de Sistema: I = Interconectado, T = Aislado Térmico, H = Aislado Hidráulico(2) Número en donde el sistema hace uso de por lo menos un alimentador

Centros de Transformación por Empresa

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaDemanda Total Empresa (kW)Demanda AP Empresa (kW)

Formato CTPágina

Nombre de Centro de Tensión Primaria Potencia Instalada Potencia Segura (1) Potencia Mercado Libre Demanda Cantidad deTransformación kV kVA kVA kW kW Alimentadores

Nota:(1) Potencia firme garantizada en caso uno de los transformadores falle (sólo sector 1)

Alimentadores por Centro de Transformación

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaNombre Centro de TransformaciónPotencia Instalada Centro (kVA)Demanda Total Centro (kW)Demanda AP Centro (kW)Tensión Nominal Centro (kV)

Formato ALPágina

Código de Sistema Eléctrico Tensión Primaria Potencia Nominal Demanda Cantidad deAlimentador kV kW kW Subestaciones

Subestaciones por Alimentador

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorPotencia Nominal Alimentador (kW)Demanda Alimentador (kW)Tensión Nominal Alimentador (kV)

Formato SBPágina

Código Propiedad Potencia Demanda SP Demanda AP Cantidad de Cantidad de Cantidad de TensiónSubestación (1) kVA kW kW Circuitos SP Circuitos AP Usuarios V

Nota:(1) Propiedad: D = Distribuidora, T = Terceros

Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de Empresa

Código Empresa OSINERG - GARTNombre Empresa MetradoDemanda Total Empresa (kW) Tipo MetradoDemanda AP Empresa (kW) Costo

Formato A1Página

Item Descripción Unidad Cantidad (1) Costo (2) SubtotalUS$/unidad miles de US$

1. Media TensiónA. Red Aérea

A1. Red Aérea kmA2. Red Aérea - Neutro km

TotalB. Red Subterránea km

C. Equipos de Protección y SeccionamientoC1. Interruptores unidadC2. Seccionadores unidadC3. Reconectadores unidadC4. Otros unidad

Total

Total Media Tensión

2. SubestacionesA. Subestaciones de Distribución MT/BT

A1. SED Aérea Monoposte unidadA2. SED Aérea Biposte unidadA3. SED Convencional unidadA4. SED Compacta Pedestal unidadA5. SED Compacta Bóveda unidad

TotalB. Otras Subestaciones

B1. SE Elevadora/Reductora unidadB2. SE de Seccionamiento unidad

Total

Total Subestaciones

3. Baja TensiónA. Red Aérea

A1.1 Servicio Particular kmA1.2 Servicio Particular - Neutro kmA1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SP kmA2. Alumbrado Público - Sobre estructura SP kmA3. Alumbrado Público - Sobre estructura AP kmA4. Equipos de Alumbrado Público unidadA5. Equipos de Control del Alumbrado Público unidad

Total

B. Red SubterráneaB1.1 Servicio Particular kmB1.2 Servicio Particular - Neutro kmB2. Alumbrado Público - En zanja SP kmB3. Alumbrado Público - En zanja AP kmB4. Equipos de Alumbrado Público unidadB5. Equipos de Control del Alumbrado Público unidadB6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado Público unidad

Total

Total Baja Tensión

4. Instalaciones No EléctricasTotal Instalaciones No Eléctricas

Total

Notas:(1) Cantidad total de cada item(2) Se calcula dividiendo el costo total de cada item entre la cantidad total correspondiente

Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo por Sector Típico y por Sistema Eléctrico a Nivel de Empresa

Código Empresa OSINERG - GARTNombre Empresa MetradoDemanda (kW) Tipo Metrado

Demanda AP (kW) Costo

Formato A2Página

Sector Típico 1Valor Nuevo de Reemplazo (miles de US$)

Sistema Eléctrico Número de Demanda Media Subestaciones Baja Tensión Instalaciones No SubtotalUsuarios kW Tensión Servicio Alumbrado Subtotal Eléctricas

Particular Público

Total



Particular Público

Total



Particular Público

Total



Particular Público

Total

Total Empresa

Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de Sector Típico

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaSector Típico MetradoDemanda Total Sector (kW) Tipo MetradoDemanda AP Sector (kW) Costo

Formato B1Página






Total






Total

Total Subestaciones



Total


Total

Total Baja Tensión


Total


Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de Sistema Eléctrico

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema Eléctrico MetradoDemanda Total Sistema (kW) Tipo MetradoDemanda AP Sistema (kW) Costo

Formato C1Página






Total






Total

Total Subestaciones



Total


Total

Total Baja Tensión


Total


Formato del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones No Eléctricas a Nivel de Sistema Eléctrico

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoDemanda Total Sistema (kW) MetradoDemanda AP Sistema (kW) Tipo Metrado

Formato C2Página

A. TerrenosA1. Terrenos para Almacén de Equipos

Código Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotalm2 US$/unidad miles de US$

Total

A2. Terrenos para Almacén de VehículosCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal

m2 US$/unidad miles de US$

Total

A3. Terrenos para OficinasCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal


Total

A4. Terrenos para Centros de Atención al PúblicoCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal


Total

A5. Otros TerrenosCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal


Total

Total A

B. Edificios y ConstruccionesB1. Almacén de Equipos

Código Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo SubtotalConstrucción m2 US$/unidad miles de US$

Total

B2. Almacén de VehículosCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal

Construcción m2 US$/unidad miles de US$

Total

B3. OficinasCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal


Total

B4. Centros de Atención al PúblicoCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal


Total

B5. Otros Edificios y ConstruccionesCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal


Total

Total B

C. Equipos y Vehículos de Transporte y CargaC1. Vehículos Administrativos

Código Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo SubtotalUS$/unidad miles de US$

Total

C2. Vehículos OperativosCódigo Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo Subtotal

US$/unidad miles de US$

Total

C3. Equipos y Vehículos de CargaCódigo Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo Subtotal


Total

C4. Otros Equipos y VehículosCódigo Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo Subtotal


Total

Total C

D. Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y ControlD1. Equipos de Almacén

Código Uso Descripción Cantidad Costo SubtotalUS$/unidad miles de US$

Total

D2. Equipos de MaestranzaCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

D3. Equipos de MediciónCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

D4. Equipos de ControlCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total D

E. Equipos de ComunicaciónE1. Telefonía Fija


Total

E2. Telefonía MóvilCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

E3. Estaciones de Radio y AntenasCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

E4. Radios PortátilesCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

E5. Otros Equipos de ComunicaciónCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total E

F. Equipos de OficinaF1. Equipos para Oficina


Total

F2. Equipos para Atención al PúblicoCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

F3. Otros Equipos de OficinaCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total F

G. Equipos de ComputaciónG1. Equipos de Red de Cómputo


Total

G2. Estaciones de TrabajoCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G3. ImpresorasCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G4. ServidoresCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G5. Otros Equipos de CómputoCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G6. Softwares TécnicosCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G7. Softwares de GestiónCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G8. Otros SoftwaresCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total G

H. Otros EquiposH1. Otros Equipos


Total

Total H

Total Instalaciones No Eléctricas

Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Media Tensión por Sistema Eléctrico


Formato CM1Página

A. Red AéreaA1. Red Aérea

Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal(1) Estructura (2) US$/unidad miles de US$

Total

A2. Red Aérea - NeutroCódigo Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

(1) Estructura (2) US$/unidad miles de US$

Total

B. Red SubterráneaCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

(1) US$/unidad miles de US$

Total

C. Equipos de Protección y SeccionamientoC1. Interruptores

Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalInstalación (3) US$/unidad miles de US$

Total

C2. SeccionadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

Instalación (3) US$/unidad miles de US$

Total

C3. ReconectadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

C4. OtrosCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

D. EstructurasCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad

Estructura (2)

Total

E. Seccionamientos y EnlacesCódigo Descripción Unidad Cantidad

Total

Total Media Tensión (A + B + C)

Notas:(1) Tensión: A = 2.3 kV, B = 5.8 kV, C = 7.62 kV, D = 10 kV, E = 12 kV, F = 13.2 kV, G = 22.9 kV(2) Tipo de Estructura: A = Madera, B = Hormigón, C = Concreto, D = Fierro, E = Sin Estructura o Red Compartida(3) Tipo de Instalación: I = Interior, E = Exterior

Metrado de Media Tensión por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación


Formato CM2Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total(1) Estructura (2) CT1 CT2 ...

Total

A2. Red Aérea - NeutroCódigo Tensión Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) Estructura (2) CT1 CT2 ...

Total

B. Red SubterráneaCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total


Código Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación TotalInstalación (3) CT1 CT2 ...

Total

C2. SeccionadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Instalación (3) CT1 CT2 ...

Total

C3. ReconectadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

C4. OtrosCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

D. EstructurasCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Estructura (2) CT1 CT2 ...

Total

E. Seccionamientos y EnlacesCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total


Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Media Tensión por Centro de Transformación

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónPotencia Instalada Centro (kVA)Demanda Total Centro (kW) MetradoDemanda AP Centro (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Centro (kV) Costo

Formato CM3Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total



Total



Total


Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalInstalación

(3)US$/unidad miles de US$

Total


Instalación (3)


Total


Instalación (3)


Total


Instalación (3)


Total


Estructura (2)

Total


Total



Metrado de Media Tensión por Centro de Transformación y Alimentador

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónPotencia Instalada Centro (kVA)Demanda Total Centro (kW)Demanda AP Centro (kW) MetradoTensión Nominal Centro (kV) Tipo Metrado

Formato CM4Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total(1) Estructura (2) A1 A2 ...

Total

A2. Red Aérea - NeutroCódigo Tensión Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

(1) Estructura (2) A1 A2 ...

Total

B. Red SubterráneaCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total


Código Tipo de Descripción Unidad Alimentador TotalInstalación (3) A1 A2 ...

Total

C2. SeccionadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Instalación (3) A1 A2 ...

Total

C3. ReconectadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

C4. OtrosCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

D. EstructurasCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Estructura (2) A1 A2 ...

Total

E. Seccionamientos y EnlacesCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total


Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Media Tensión por Alimentador

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorPotencia Nominal Alimentador (kW) MetradoDemanda Alimentador (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Alimentador (kV) Costo

Formato CM5Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal(1) Estructura (2) US$/unidad miles de US$

Total



Total



Total


Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalInstalación (3) US$/unidad miles de US$

Total



Total



Total



Total


Estructura (2)

Total


Total



Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Subestaciones por Sistema Eléctrico


Formato CS1Página

A. Subestaciones de Distribución MT/BTA1. SED Aérea Monoposte

Código Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal(1) US$/unidad miles de US$

Total

A2. SED Aérea BiposteCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A3. SED ConvencionalCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A4. SED Compacta PedestalCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A5. SED Compacta BóvedaCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B. Otras SubestacionesB1. SE Elevadora/Reductora

Código Tensión Descripción Unidad Cantidad(1)

Total

B2. SE de SeccionamientoCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad

(1)

Total

Total Subestaciones (A)

Nota:(1) Tensión Primaria y Secundaria del Transformador: A = 2.3 kV, B = 5.8 kV, C = 7.62 kV, D = 10 kV, E = 12 kV, F = 13.2 kV, G = 22.9 kV X = 220 V, Y = 380/220 V, Z = 440/220 V

Metrado de Subestaciones por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación


Formato CS2Página


Código Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total(1) CT1 CT2 ...

Total

A2. SED Aérea BiposteCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total

A3. SED ConvencionalCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total

A4. SED Compacta PedestalCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total

A5. SED Compacta BóvedaCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total


Código Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total(1) CT1 CT2 ...

Total

B2. SE de SeccionamientoCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total


Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Subestaciones por Centro de Transformación


Formato CS3Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total


(1)

Total



Metrado de Subestaciones por Centro de Transformación y Alimentador


Formato CS4Página


Código Tensión Descripción Unidad Alimentador Total(1) A1 A2 ...

Total

A2. SED Aérea BiposteCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total

A3. SED ConvencionalCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total

A4. SED Compacta PedestalCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total

A5. SED Compacta BóvedaCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total


Código Tensión Descripción Unidad Alimentador Total(1) A1 A2 ...

Total

B2. SE de SeccionamientoCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total


Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Subestaciones por Alimentador


Formato CS5Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total


(1)

Total



Relación de Subestaciones por Centro de Transformación y Alimentador


Formato CS6Página

Alimentador Etiqueta Código Tensión Propiedad Potencia Demanda SP Demanda AP DemandaSubestación (1) (2) kVA kW kW kW

Total


Total


Total

Notas:(1) Tensión Primaria y Secundaria del Transformador: A = 2.3 kV, B = 5.8 kV, C = 7.62 kV, D = 10 kV, E = 12 kV, F = 13.2 kV, G = 22.9 kV X = 220 V, Y = 380/220 V, Z = 440/220 V(2) Propiedad: D = Distribuidora, T = Terceros

Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Sistema Eléctrico


Formato CB1Página

A. Red AéreaA1.1 Servicio Particular

Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalEstructura (1) US$/unidad miles de US$

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

Estructura (1) US$/unidad miles de US$

Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

Pastoral (2) US$/unidad miles de US$

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad

Estructura (1)

Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad

Estructura (1)

Total

B. Red SubterráneaB1.1 Servicio Particular

Código Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalUS$/unidad miles de US$

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

Total Red Aérea Servicio Particular (A1.1 + A1.2 + A1.3)Total Red Aérea Alumbrado Público (A2 + A3 + A4 + A5)Total Red Aérea (A1.1 + A1.2 + A1.3 + A2 + A3 + A4 + A5)Total Red Subterránea Servicio Particular (B1.1 + B1.2)Total Red Subterránea Alumbrado Público (B2 + B3 + B4 + B5 + B6)Total Red Subterránea (B1.1 + B1.2 + B2 + B3 + B4 + B5 + B6)

Total Servicio Particular (A1.1 + A1.2 + A1.3) + (B1.1 + B1.2)Total Alumbrado Público (A2 + A3 + A4 + A5) + (B2 + B3 + B4 + B5 + B6)Total Baja Tensión

Notas:(1) Tipo de Estructura: A = Madera, B = Hormigón, C = Concreto, D = Fierro, E = Sin Estructura o Red Compartida(2) Tipo de Pastoral:A = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1” DE DIÁMETRO K = CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 m

B = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO L = CONCRETO PARABÓLICO DOBLE DE 1.50 m

C = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETRO M = CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m

D = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETRO N = CONCRETO RECORTADO DOBLE DE 0.50 m

E = PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO O = CONCRETO RECORTADO TRIPLE DE 0.50 m

F = PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETRO P = CONCRETO RECORTADO CUÁDRUPLE DE 0.50 m

G = PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETRO Q = NINGUNO

H = CONCRETO SIMPLE DE 1.30 m R = PASTORAL METÁLICO TRIPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO

I = CONCRETO DOBLE DE 1.30 m S = CONCRETO PARABÓLICO RECORTADO SIMPLE

J = CONCRETO TRIPLE DE 1.30 m

Metrado de Baja Tensión por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación


Formato CB2Página


Código Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación TotalEstructura (1) CT1 CT2 ...

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Pastoral (2) CT1 CT2 ...

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total


Código Descripción Unidad Centro de Transformación TotalCT1 CT2 ...

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Pastoral (2) CT1 CT2 ...

Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total











Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Centro de Transformación


Formato CB3Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total


Estructura (1)

Total


Estructura (1)

Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total













Metrado de Baja Tensión por Centro de Transformación y Alimentador


Formato CB4Página


Código Tipo de Descripción Unidad Alimentador TotalEstructura (1) A1 A2 ...

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Pastoral (2) A1 A2 ...

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total


Código Descripción Unidad Alimentador TotalA1 A2 ...

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Pastoral (2) A1 A2 ...

Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total











Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Alimentador


Formato CB5Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total


Estructura (1)

Total


Estructura (1)

Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total













Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Subestación

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorCódigo de la SubestaciónPotencia Nominal Subestación (kVA)Demanda SP Subestación (kW) MetradoDemanda AP Subestación (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Subestación (V) Costo

Formato CB6Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total


Estructura (1)

Total


Estructura (1)

Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total













Metrado de Baja Tensión por Subestación y Circuito

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorCódigo de la SubestaciónPotencia Nominal Subestación (kVA)Demanda SP Subestación (kW)Demanda AP Subestación (kW) MetradoTensión Nominal Subestación (V) Tipo Metrado

Formato CB7Página


Código Tipo de Descripción Unidad Circuito TotalEstructura (1) C1 C1 ...

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total

Estructura (1) C1 C1 ...

Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total

Pastoral (2) C1 C1 ...

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total


Código Descripción Unidad Circuito TotalC1 C1 ...

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total

Pastoral (2) C1 C1 ...

Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total











Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Circuito

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorCódigo de la SubestaciónCódigo del Circuito MetradoTipo de Servicio Circuito (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Circuito (V) Costo

Formato CB8Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total


Estructura (1)

Total


Estructura (1)

Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total













Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas de Media Tensión

Sector Típico OSINERG - GART

Formato CUMTPágina

A. Red AéreaA1. Red Aérea Costos (US$)

Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total(1) Estructura (2) Obra y Equipos

A2. Red Aérea - Neutro Costos (US$)Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

(1) Estructura (2) Obra y Equipos

B. Red Subterránea Costos (US$)Código Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Obra y Equipos

C. Equipos de Protección y SeccionamientoC1. Interruptores Costos (US$)

Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros TotalInstalación (3) Obra y Equipos

C2. Seccionadores Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Instalación (3) Obra y Equipos

C3. Reconectadores Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total


C4. Otros Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total



Costos Estándar de Inversión de Subestaciones


Formato CUSEPágina

A. Subestaciones de Distribución MT/BTA1. SED Aérea Monoposte Costos (US$)

Código Tensión Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total(1) Obra y Equipos

A2. SED Aérea Biposte Costos (US$)Código Tensión Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

(1) Obra y Equipos

A3. SED Convencional Costos (US$)Código Tensión Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

(1) Obra y Equipos

A4. SED Compacta Pedestal Costos (US$)Código Tensión Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

(1) Obra y Equipos

A5. SED Compacta Bóveda Costos (US$)Código Tensión Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

(1) Obra y Equipos


Costos Estándar de Inversión de las Instalaciones Eléctricas de Baja Tensión


Formato CUBTPágina

A. Red AéreaA1.1 Servicio Particular Costos (US$)

Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros TotalEstructura (1) Obra y Equipos

A1.2 Servicio Particular - Neutro Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Estructura (1) Obra y Equipos

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SP Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total


A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SP Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total


A3. Alumbrado Público - Sobre estructura AP Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total


A4. Equipos de Alumbrado Público Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Pastoral (2) Obra y Equipos

A5. Equipos de Control del Alumbrado Público Costos (US$)Código Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Obra y Equipos

B. Red Subterránea Costos (US$)

B1.1 Servicio Particular Costos (US$)Código Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Obra y Equipos

B1.2 Servicio Particular - Neutro Costos (US$)Código Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Obra y Equipos

B2. Alumbrado Público - En zanja SP Costos (US$)Código Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Obra y Equipos

B3. Alumbrado Público - En zanja AP Costos (US$)Código Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Obra y Equipos

B4. Equipos de Alumbrado Público Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Pastoral (2) Obra y Equipos

B5. Equipos de Control del Alumbrado Público Costos (US$)Código Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total

Obra y Equipos

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado Público Costos (US$)Código Tipo de Descripción Unidad Materiales Stock Mano de Transporte Otros Total













ANEXO N 6 CRITERIOS TÉCNICOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN

ELÉCTRICA POR SECTOR TÍPICO

SECTOR TÍPICO 1

El proceso de adaptación se realizará de acuerdo a las zonas geográficas de densidad de carga (alta densidad, media densidad y baja densidad) y tipo de ambiente (corrosivo y no corrosivo). La zona de ambiente corrosivo es un área adyacente y paralela a la costa de 7 km de ancho. De acuerdo a lo mencionado las zonas geográficas definidas son:

Zona Descripción Densidad de Carga

1 Alta Densidad Mayor o igual 4 MW/km2

2 Media Densidad

Ambiente No Corrosivo Mayor o igual a 2 MW/km2 y menor a 4 MW/km2

3 Media Densidad

Ambiente Corrosivo Mayor o igual a 2 MW/km2 y menor a 4 MW/km2

4 Baja Densidad

Ambiente No Corrosivo Menor a 2 MW/km2

5 Baja Densidad

Ambiente Corrosivo Menor a 2 MW/km2

Las zonas geográficas se representan sobre un mapa dividido en cuadrículas de 1 km2. La densidad de carga por cuadrícula se determina a través de la máxima demanda de las subestaciones de distribución MT/BT y los clientes no industriales atendidos en media tensión (comerciales, uso general y otros). La elaboración del mapa con las zonas geográficas tomará como punto de partida el mapa de la regulación del VNR precedente. La determinación final de las zonas geográficas tendrá en cuenta los siguientes criterios: a) Mapa de densidad de carga y tipo de ambiente clasificado de acuerdo a las zonas

geográficas indicadas en la tabla precedente. b) Evaluación de la consistencia geográfica de dichas zonas en función a:

Desarrollo urbano.

Verticalidad de las edificaciones.

Mercado eléctrico: Consumo de los sectores residenciales y comerciales sin considerar las cargas industriales (de tipo puntual) por ser un factor de distorsión y porque no tienen relación con el sistema de distribución en baja tensión.

c) Evaluación del tipo de red para la alimentación de zonas industriales (grandes parques industriales y carga industriales puntuales).

d) Determinación de las zonas de densidad en función de los criterios a) y b).


e) Determinación del tipo de red (aérea y/o subterránea) en media tensión para la alimentación del sector industrial de acuerdo al resultado de las evaluaciones efectuadas en c).

Media Tensión

Los criterios para la red de media tensión son los siguientes: Utilización de postes de concreto para la red aérea y los siguientes niveles de tensión: 10 kV y 22,9 kV. Las redes en 2,3 kV y 5,8 kV se sustituyen por su equivalente en 10 kV para lo cual se utiliza la tabla de equivalencia de nivel de tensión. La adaptación de los tramos de media tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. Zona 1 Red Aérea Se cambia los conductores de cobre desnudo, cobre protegido, aluminio desnudo, aluminio protegido y cables autoportantes de cobre o aluminio por cables N2XSY. Red Subterránea Los cables subterráneos son N2XSY. Zona 2 Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre protegido, cobre desnudo y aluminio protegido por su equivalente en aluminio desnudo. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de cobre pasan a autoportantes de aluminio. Red Subterránea Se mantiene la longitud de red reportada y se realiza el cambio de tecnología a cables N2XSY. Zona 3 Red Aérea Se cambia todos los conductores de aluminio protegido, aluminio desnudo y cobre protegido por su equivalente en cobre desnudo. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de aluminio pasan a autoportantes de cobre. Red Subterránea Se mantiene la longitud de red reportada y se realiza el cambio de tecnología a cables N2XSY.


Zona 4 Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre protegido, cobre desnudo y aluminio protegido por su equivalente en aluminio desnudo. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de cobre pasan a autoportantes de aluminio. Red Subterránea Se mantiene la longitud de red reportada para los tramos cuyas secciones sean iguales o mayores a 50 mm2 luego de realizar el cambio de tecnología a cables N2XSY. Zona 5 Red Aérea Se cambia todos los conductores de aluminio protegido, aluminio desnudo y cobre protegido por su equivalente en cobre desnudo. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de aluminio pasan a autoportantes de cobre. Red Subterránea Se mantiene la longitud de red reportada para los tramos cuyas secciones sean iguales o mayores a 50 mm2 luego de realizar el cambio de tecnología a cables N2XSY. Equipos de Protección y Seccionamiento El reconocimiento de los equipos de protección y seccionamiento de la red de media tensión se realiza mediante la verificación de la información presentada por la empresa. Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a la función que cumplen los mismos en la red de media tensión (troncales, laterales y enlaces de red MT, atención de clientes en MT, transformación MT/BT). Red Aérea MT Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosers hidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas a las troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se reconocerá seccionadores bajo carga en aquellos puntos donde su utilización sea justificada plenamente por criterios de operación relacionados a la calidad de suministro, determinada por la frecuencia de interrupciones y la duración máxima de las mismas a la que se refiere la norma correspondiente. Red Subterránea MT Se reconocen subestaciones de seccionamiento, interruptores de pequeño volumen de aceite, interruptores de vacío, seccionadores bajo carga y conectores aislados separables. Para las subestaciones de seccionamiento sólo se reconocen los equipos de acuerdo al número de vías asociadas a las troncales, laterales y enlaces de la red MT.


Los conectores aislados separables se reconocen de acuerdo a la cantidad de las subestaciones compactas resultantes del proceso de adaptación. Tablas de Equivalencia de la Red de MT Las tablas de equivalencia son utilizadas para realizar el proceso de adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico.La lectura de las tablas se realiza de izquierda a derecha. Adaptación de 2,3 kV y 5,8 kV a 10 kV La tabla de equivalencia de nivel de tensión se determina de acuerdo al criterio de similar potencia constante.

Origen Origen 2,3 kV

Adaptación 10kV Origen 5,8 kV

Adaptación 10kV

AA Desnudo

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

235 mm2 50 120

240 mm2 50 150

AL Autoportante

35 mm2 35 35

70 mm2 35 35

120 mm2 35 70




Adaptación 10kV

CU Protegido

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

CU Autoportante

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

CU Desnudo

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

135 mm2 35 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

N2XSY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

300 mm2 70 150

400 mm2 95 240




Adaptación 10kV

NKY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

200 mm2 50 120

240 mm2 50 150

300 mm2 70 185

400 mm2 95 240

500 mm2 120 300

N2YSEY

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

NYSY

10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

N2YSY

10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150


Cambio de Tecnología

La tabla de equivalencia por cambio de tecnología se determina de acuerdo al criterio de similar capacidad de corriente.

Origen Equivalencia en

AA Desnudo Equivalencia en

CU Desnudo Equivalencia en

N2XSY Equivalencia en Cu Autoportante

Equivalencia en Al Autoportante

AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 25 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

85 mm2 95 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 120 70 95 95 120

125 mm2 120 70 95 95 120

150 mm2 150 95 150 120 150

185 mm2 185 120 185 150 185

235 mm2 240 150 240 185 185

240 mm2 240 150 240 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 35 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 95 70 95 95 120

150 mm2 120 70 120 120 150

185 mm2 150 95 150 120 185

CU Protegido

10 mm2 16 10 16

16 mm2 25 16 25

25 mm2 50 25 35

35 mm2 70 35 50

50 mm2 95 50 70

70 mm2 120 70 95

95 mm2 150 95 150

120 mm2 185 120 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

185 mm2 240 120 240 185 Queda igual







CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25

16 mm2 25 16 25 25 35

25 mm2 50 25 35 35 50

35 mm2 70 35 50 50 70

50 mm2 95 50 70 70 95

70 mm2 120 70 95 95 120

85 mm2 150 95 120 120 150

95 mm2 150 95 150 120 185

120 mm2 185 120 185 185 Queda igual

125 mm2 185 120 185 185 Queda igual

135 mm2 240 150 240 185 Queda igual

150 mm2 240 150 240 185 Queda igual

185 mm2 Queda igual 185 300 Queda igual Queda igual

N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 16 16 25 25

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

240 mm2 240 150 240 185 Queda igual


400 mm2 Queda igual Queda igual 400 Queda igual Queda igual

NKY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 50 95

120 mm2 95 70 70 70 120

150 mm2 120 70 95 95 120

185 mm2 150 95 120 120 150

200 mm2 150 95 150 120 150

240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY

400 mm2 Pasa a N2XSY 150 300 Pasa a N2XSY Pasa a N2XSY

500 mm2 Pasa a N2XSY Pasa a N2XSY 400 Pasa a N2XSY Pasa a N2XSY





N2XSY

N2YSEY

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 25

50 mm2 70 35 35

70 mm2 95 50 50

95 mm2 120 70 70

120 mm2 150 95 95

150 mm2 185 120 120

240 mm2 240 150 185

NYSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 150 240

N2YSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 120 240

NA2XSY

150 mm2 185 95 150

Subestaciones de Distribución

kVA Adaptado

Se toma el siguiente valor:

.)u.fx.p.f(

)kW(BT/MTnSubestacióladeDemandaMáximakVAAdaptado

La máxima demanda será la suma de las máximas demandas coincidentes reportadas en el sistema VNRGIS para el Servicio Particular y Alumbrado Público. El factor de potencia (f.p.) es de 0,9 y el factor de utilización (f.u.) es igual a 0,75.


Tipo y Potencia de Subestación de Distribución MT/BT

Zona 1

kVA adaptado y tipo existente SE Existente SE Adaptada

> 640 kVA y 3ø Compacta o

Convencional Convencional 3ø

<= 640 kVA y 3ø Compacta Pedestal Compacta Pedestal 3ø

<= 640 kVA y 3ø Compacta Bóveda Compacta Bóveda 3ø

<= 640 kVA y 3ø Convencional Compacta Pedestal 3ø

<= 640 kVA y 3ø SAM o SAB Compacta Pedestal 3ø

Zonas 2, 3, 4 y 5




<= 640 kVA y >225 kVA y 3ø Todas las SE Compacta Pedestal 3ø

<= 225 kVA y > 50 kVA y 3ø Todas las SE Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SE Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 3ø

En el adaptado no está permitido el uso de bancos compuestos por transformadores monofásicos. Se sustituyen por transformadores trifásicos o monofásicos de potencia equivalente según la tabla anterior.

Red de Baja Tensión (Servicio Particular y Alumbrado Público)

Utilización de postes son de concreto para la red aérea de baja tensión. Se considera 220 V como nivel de tensión. Cuando se adaptan las redes subterráneas de servicio particular y se cambian por redes aéreas, en cada subestación de distribución, se asigna el 71% al subcomponente “A.1.1: redes aéreas de servicio particular” y el 29% restante al subcomponente “A.1.3: redes aéreas de servicio particular sobre postes del servicio particular”. Para establecer el 29% se toma primero las redes de 2 x S mm2 de menor a mayor calibre, luego las redes de 3 x S mm2 de menor a mayor calibre hasta alcanzar el porcentaje mencionado. La adaptación de los tramos de baja tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. Zona 1 Red Aérea Se cambia los conductores de cobre desnudo, cobre protegido, aluminio desnudo, aluminio protegido y cables autoportantes de aluminio o cobre con cables NYY unipolar. Red Subterránea Los cables subterráneos son NYY unipolar. Zonas 2, 3, 4 y 5


Si la red pertenece a una subestación monoposte o biposte luego de la adaptación de las subestaciones MT/BT. Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, aluminio desnudo o aluminio protegido por su equivalente en cobre protegido. Los cables autoportantes se mantienen. Red Subterránea Se cambia todos los cables subterráneos por conductores de cobre protegido. Las redes AP en la misma zanja del SP se cambian por redes aéreas de AP sobre postes del SP. Las redes AP en zanja exclusiva se cambian por redes aéreas de AP sobre postes exclusivos de AP. Si la red pertenece a una subestación convencional, compacta pedestal o compacta bóveda luego de la adaptación de las subestaciones MT/BT. Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, aluminio desnudo o aluminio protegido por su equivalente en cobre protegido. Los cables autoportantes se mantienen. Red Subterránea Se mantiene la longitud reportada y se realiza el cambio tecnológico a cable NYY unipolar. Equipos de Alumbrado Público Se reconoce como tecnología lámparas de vapor de sodio y se procede a la sustitución de otro tipo de tecnología (vapor de mercurio, luz mixta, incandescente y fluorescente) de acuerdo a la tabla que a continuación se presenta: Tabla de Equivalencia de Equipos de Alumbrado Público La tabla de equivalencia de equipos de alumbrado público se determina de acuerdo al criterio de flujo luminoso.


Incandescente Sodio (Na)

100 W 70 W

Fluorescente Sodio (Na)

40 W 70 W

Luz mixta Sodio (Na)

80 W 70 W

100 W 70 W

160 W 70 W

250 W 70 W

400 W 150 W

500 W 150 W

Mercurio Sodio (Na)

80 W 70 W

125 W 70 W

250 W 150 W

400 W 250 W

Sodio (Na) Sodio (Na)

50 W 70 W

70 W Queda igual

150 W Queda igual

250 W Queda igual

400 W Queda igual

Los pastorales reconocidos son metálicos. La cantidad de equipos de control de alumbrado público y equipos de alumbrado público se mantienen según lo reportado distribuyéndose proporcionalmente a la longitud de red de alumbrado público aérea y subterránea por subestación en los rubros A5 y B5 repectivamente. La cantidad de postes exclusivos de la red Subterránea de AP será ajustada según el total (km) de red subterránea de AP por subestación, considerando postes de concreto de 9 m y un vano promedio de 33,33 m. Tablas de Equivalencia Red BT Las tablas de equivalencia serán utilizadas para realizar el proceso de adaptación por cambio tecnológico. La lectura de las tablas se deberá realizar de izquierda a derecha. La tabla de equivalencia por cambio tecnológico se determina de acuerdo al criterio de factor de caída de tensión que es función de la resistencia (R), reactancia (X) del conductor o

cable, y del ángulo de fase ().

FCT = 1.732 * ( R*cos + X*sen ) Los valores de resistencia se determinan de acuerdo a la temperatura de operación especificada en el Código Nacional de Electricidad. Los valores de reactancia se determinan de acuerdo a la configuración geométrica típica de conductores (red aérea) y cables (red

subterránea). El factor de potencia (cos) para la red aérea es 0,90 y para la red

subterránea es de 1,00.



NYY Equivalencia en

AL Protegido Equivalencia en

CU Protegido Equivalencia en Autoportante AL

Equivalencia en Autoportante CU

AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16



NYY Equivalencia en




CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70

150 mm2 95 240 150 Queda igual Queda igual

185 mm2 95 Queda igual 185 Queda igual Queda igual

CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16

25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120



NYY Equivalencia en




NKY

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70

95 mm2 95 240 185 Pasa a NYY Pasa a NYY

120 mm2 120 Pasa a NYY Pasa a NYY Pasa a NYY Pasa a NYY








NYY - Unipolar o Tripolar

6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70


120 mm2 120 Queda igual Queda igual Queda igual Queda igual









NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70



Criterios de Adaptación Especiales

Zonas Históricas y Monumentales Red de Media Tensión En las zonas de media y baja densidad (ambiente no corrosivo y corrosivo), el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cables N2XSY. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución En las zonas de media y baja densidad (ambiente no corrosivo y corrosivo), el reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal y compacta bóveda. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas indicadas. Red de Baja Tensión (Servicio Particular y Alumbrado Público) En las zonas de media y baja densidad (ambiente no corrosivo y corrosivo), el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cable NYY unipolar. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios de adaptación que correspondan según las zonas indicadas. Cumplimiento de Distancias Mínimas de Seguridad Los criterios que se indican a continuación se aplicarán, siempre y cuando, no se pueda cumplir con las distancias mínimas de seguridad en calles con anchos menores o iguales a 12 metros. Red de Media Tensión En las zonas de media y baja densidad (ambiente no corrosivo y corrosivo), el reconocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes o redes subterráneas, sólo se hará efectivo cuando éstos se encuentren instalados. Se reconocerá la tecnología adaptada que corresponda según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución En las zonas de media y baja densidad (ambiente no corrosivo y corrosivo), el reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal y compacta bóveda. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas indicadas.


CRITERIOS TÉCNICOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN


SECTOR TÍPICO 2

El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zonas geográficas de tipo de ambiente: corrosivo y no corrosivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacente y paralela a la costa de 7 km de ancho, con excepción de las siguientes provincias, según el detalle que se indica:

Departamento Provincia Zona de Ambiente Corrosivo

Ancash Santa 0 - 3 km, 5 - 7 km y 10 - 16 km

La Libertad Trujillo 0 - 11 km

Lambayeque Chiclayo 0 - 14 km

Piura Sechura 0 - 6 km

Piura Paita 0 km

Piura Talara 0 km

Tumbes Contralmirante Villar 0 km

Tumbes Tumbes 0 km

Tumbes Zarumilla 0 km

17

Se utiliza postes de concreto para la red aérea de media y baja tensión.

Media Tensión

Se considera principalmente los siguientes niveles de tensión:

Tensión de línea (kV)

Tipo de conexión

10,0 Delta

13,2 Estrella

22,9 Estrella

Las redes en 2,3 kV o 5,8 kV se sustituyen por su equivalente en 10 kV para lo cual se utiliza la tabla de equivalencia de nivel de tensión. La adaptación de los tramos de media tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. Zona No Corrosiva

17

Primer párrafo modificado del ítem “Sector Típico 2” del Anexo 6 “Criterios Técnicos de Adaptación de las Instalaciones de Distribución Eléctrica por Sector Típico”, mediante Artículo 1° de la Resolución OSINERGMIN N° 167-2012-OS/CD, publicada el 01/08/2012, cuyo texto rige en la actualidad. El texto anterior era el siguiente: El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zonas geográficas de tipo de ambiente: corrosivo y no corrosivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacente y paralela a la costa de 7 km de ancho.


Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobre protegido o aluminio protegido por su equivalente en aluminio desnudo. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de cobre pasan a autoportantes de aluminio. Red Subterránea Si existe red subterránea, se verifica que el porcentaje de la misma con respecto a la longitud total de la red de media tensión no supere el 14% a nivel de sistema eléctrico. Si el porcentaje es mayor se procede al cambio de los cables subterráneos por conductores de aluminio desnudo comenzando por las secciones más delgadas y así sucesivamente hasta no superar el porcentaje indicado. Los cables subterráneos son del tipo N2XSY. Zona Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de aluminio desnudo, aluminio protegido o cobre protegido por su equivalente en cobre desnudo. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de aluminio pasan a autoportantes de cobre. Red Subterránea Si existe red subterránea, se verifica que el porcentaje de la misma con respecto a la longitud total de la red de media tensión no supere el 14% a nivel de sistema eléctrico. Si el porcentaje es mayor se procede al cambio de los cables subterráneos por conductores de cobre desnudo comenzando por las secciones más delgadas y así sucesivamente hasta obtener el porcentaje indicado. Los cables subterráneos son del tipo N2XSY. Equipos de Protección y Seccionamiento El reconocimiento de los equipos de protección y seccionamiento de la red de media tensión se realiza mediante la verificación de la información presentada por la empresa. Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a la función que cumplen los mismos en la red de media tensión (troncales, laterales y enlaces de red MT, atención de clientes en MT, transformación MT/BT). Red Aérea MT Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosers hidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas a las troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se reconocerá seccionadores bajo carga en aquellos puntos donde su utilización sea justificada plenamente por criterios de operación relacionados a la calidad de suministro, determinada por la frecuencia de interrupciones y la duración máxima de las mismas a la que se refiere la norma correspondiente. Se considerará la utilización de pararrayos en aquellas zonas de sierra y selva donde se compruebe la existencia de altos niveles isoceraúnicos. Red Subterránea MT


Se reconocen subestaciones de seccionamiento, interruptores de pequeño volumen de aceite, interruptores de vacío, seccionadores bajo carga y conectores aislados separables. Para las subestaciones de seccionamiento sólo se reconocen los equipos de acuerdo al número de vías asociadas a las troncales, laterales y enlaces de la red MT. Los conectores aislados separables se reconocen de acuerdo a la cantidad de las subestaciones compactas resultantes del proceso de adaptación. Tablas de Equivalencia de la Red de MT Las tablas de equivalencia son utilizadas para realizar el proceso de adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico.La lectura de las tablas se realiza de izquierda a derecha. Adaptación de 2,3 kV y 5,8 kV a 10 kV La tabla de equivalencia de nivel de tensión se determina de acuerdo al criterio de similar potencia constante.

Origen Origen 2,3 kV Adaptación 10kV Origen 5,8 kV Adaptación 10kV

AA Desnudo

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

235 mm2 50 120

240 mm2 50 150

AL Autoportante

35 mm2 35 35

70 mm2 35 35

120 mm2 35 70

CU Protegido

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

CU Autoportante

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

CU Desnudo

10 mm2 10 10


16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

135 mm2 35 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95



Adaptación 10kV

N2XSY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

300 mm2 70 150

400 mm2 95 240

NKY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

200 mm2 50 120

240 mm2 50 150

300 mm2 70 185

400 mm2 95 240

500 mm2 120 300

N2YSEY

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

NYSY


10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150



Adaptación 10kV

N2YSY

10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150








AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 25 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

85 mm2 95 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 120 70 95 95 120

125 mm2 120 70 95 95 120

150 mm2 150 95 150 120 150

185 mm2 185 120 185 150 185

235 mm2 240 150 240 185 185

240 mm2 240 150 240 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 35 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 95 70 95 95 120

150 mm2 120 70 120 120 150

185 mm2 150 95 150 120 185


CU Protegido

10 mm2 16 10 16

16 mm2 25 16 25

25 mm2 50 25 35

35 mm2 70 35 50

50 mm2 95 50 70

70 mm2 120 70 95

95 mm2 150 95 150

120 mm2 185 120 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

185 mm2 240 120 240 185 Queda igual






CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25

16 mm2 25 16 25 25 35

25 mm2 50 25 35 35 50

35 mm2 70 35 50 50 70

50 mm2 95 50 70 70 95

70 mm2 120 70 95 95 120

85 mm2 150 95 120 120 150

95 mm2 150 95 150 120 185

120 mm2 185 120 185 185 Queda igual

125 mm2 185 120 185 185 Queda igual

135 mm2 240 150 240 185 Queda igual

150 mm2 240 150 240 185 Queda igual


N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 16 16 25 25

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

240 mm2 240 150 240 185 Queda igual



NKY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50


70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 50 95

120 mm2 95 70 70 70 120

150 mm2 120 70 95 95 120

185 mm2 150 95 120 120 150

200 mm2 150 95 150 120 150

240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY






N2XSY

N2YSEY

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 25

50 mm2 70 35 35

70 mm2 95 50 50

95 mm2 120 70 70

120 mm2 150 95 95

150 mm2 185 120 120

240 mm2 240 150 185

NYSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 150 240

N2YSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 120 240

NA2XSY

150 mm2 185 95 150

Subestaciones de Distribución MT/BT

kVA Adaptado Se toma el siguiente valor:


.)u.fx.p.f(

)kW( BT/MT nSubestacióladeDemandaMáximakVAAdaptado

La máxima demanda será la suma de las máximas demandas coincidentes reportadas en el Sistema VNRGIS para el Servicio Particular y Alumbrado Público. El factor de potencia (f.p.) es 0,90 y el factor de utilización (f.u.) es igual a 0,85.





<= 640 kVA y >225 kVA y 3ø Todas las SE Compacta Pedestal 3ø

<= 225 kVA y > 50 kVA y 3ø Todas las SE Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SE Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 3ø




Tensión de línea (V)

Tipo de conexión

220 Delta

380 Estrella

La adaptación de los tramos de baja tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. Zona No Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobre protegido o aluminio desnudo por su equivalente en aluminio protegido. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de cobre pasan a autoportantes de aluminio. Red Subterránea Los cables subterráneos NKY y NYY (tripolar y bipolar) se cambian por NYY unipolar y se verifica que el porcentaje de la red subterránea con respecto a la longitud total de la red de baja tension no supere el 2% a nivel de sistema eléctrico. Si el porcentaje es mayor se procede al cambio de los cables subterráneos por conductores de aluminio protegido comenzando por las redes de 2 x S mm2 de menor a mayor calibre, luego las redes de 3 x S mm2 de menor a mayor calibre y así sucesivamente hasta no superar el porcentaje indicado.


Zona Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, aluminio protegido o aluminio desnudo por su equivalente en cobre protegido. Los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de aluminio pasan a autoportantes de cobre. Red Subterránea Los cables subterráneos NKY y NYY (tripolar y bipolar) se cambian por NYY unipolar y se verifica que el porcentaje de la red subterránea con respecto a la longitud total de la red de baja tensión no supere el 2% a nivel de sistema eléctrico. Si el porcentaje es mayor se procede al cambio de los cables subterráneos por conductores de cobre protegido comenzando por las redes de 2 x S mm2 de menor a mayor calibre, luego las redes de 3 x S mm2 de menor a mayor calibre y así sucesivamente hasta no superar el porcentaje indicado. Luminarias de Alumbrado Público Se reconoce como tecnología lámparas de vapor de mercurio y vapor de sodio hasta un límite de 125 W y 250 W respectivamente. Se procede a la sustitución de otro tipo de tecnología (luz mixta, incandescente y fluorescente) de acuerdo a la tabla que a continuación se presenta: Tabla de Equivalencia de Luminarias

Incandescente

100 W 80 W Hg

Fluorescente

40 W 80 W Hg

Luz mixta

80 W 80 W Hg

100 W 80 W Hg

160 W 80 W Hg

250 W 125 W Hg

400 W 150 W Na

500 W 150 W Na

Mercurio

80 W queda igual

125 W queda igual

250 W 150 W Na

400 W 250 W Na

Sodio

50 W queda igual

70 W queda igual

150 W queda igual

250 W queda igual

400 W 250 W Na

Los pastorales reconocidos son los mismos que se reportaron en el metrado existente.


Luego del proceso de adaptación los equipos de control reportados se distribuyen proporcionalmente al total de km de red aérea y subterránea de AP por subestación y se asignan a sus respectivos subcomponentes (A5 y B5). Asimismo, la cantidad de postes exclusivos de la red subterránea de AP se ajusta según el total de km de red subterránea de AP por subestación. Se considera postes de concreto de 9 m y un vano promedio de 33,33 m. Tablas de Equivalencia Red BT Las tablas de equivalencia serán utilizadas para realizar el proceso de adaptación por cambio tecnológico. La lectura de las tablas se deberá realizar de izquierda a derecha. La tabla de equivalencia por cambio teconológico se determina de acuerdo al criterio de factor de caida de tensión que es función de la resistencia (R), reactancia (X) del conductor

o cable, y del ángulo de fase ().


subterránea). El factor de potencia (cos) para la red aérea es 0,90 y para la red subterránea es de 1,00.


NYY Equivalencia en




AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual



NYY Equivalencia en




Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16

25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120



NYY Equivalencia en




NKY

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70



Zonas Históricas y Monumentales Red de Media Tensión


En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cables N2XSY. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución El reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios establecidos para la subestaciones de distribución. Red de Baja Tensión (Servicio Particular y Alumbrado Público) En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cable NYY unipolar. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios de adaptación que correspondan según las zonas indicadas. Cumplimiento de Distancias Mínimas de Seguridad Los criterios que se indican a continuación se aplicarán, siempre y cuando, no se pueda cumplir con las distancias mínimas de seguridad en calles con anchos menores o iguales a 12 metros. Red de Media Tensión En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes o redes subterráneas, sólo se hará efectivo cuando éstos se encuentren instalados. Se reconocerá la tecnología adaptada que corresponda según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución El reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios establecidos para la subestaciones de distribución.




SECTOR TÍPICO 3







Piura Paita 0 km

Piura Talara 0 km


Tumbes Tumbes 0 km


18 Se utiliza postes de madera para la red aérea de media y baja tensión.

Media Tensión



Tipo de conexión

10,0 Delta

13,2 Estrella

22,9 Estrella

Las redes en 2,3 kV o 5,8 kV se sustituyen por su equivalente en 10 kV para lo cual se utiliza la tabla de equivalencia de nivel de tensión. La adaptación de los tramos de media tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. Zona No Corrosiva Red Aérea 18



Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobre protegido, aluminio protegido, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en aluminio desnudo. Red Subterránea Se cambia todos los cables por conductores de aluminio desnudo. Zona Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de aluminio desnudo, aluminio protegido, cobre protegido, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en cobre desnudo. Red Subterránea Se cambia todos los cables por conductores de cobre desnudo. Equipos de Protección y Seccionamiento El reconocimiento de los equipos de protección y seccionamiento de la red de media tensión se realiza mediante la verificación de la información presentada por la empresa. Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a la función que cumplen los mismos en la red de media tensión (troncales, laterales y enlaces de red MT, atención de clientes en MT, transformación MT/BT). Red Aérea MT Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosers hidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas a las troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se considerará la utilización de pararrayos en aquellas zonas de sierra y selva donde se compruebe la existencia de altos niveles isoceraúnicos. Tablas de Equivalencia de la Red de MT Las tablas de equivalencia son utilizadas para realizar el proceso de adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico.La lectura de las tablas se realiza de izquierda a derecha. Adaptación de 2,3 kV y 5,8 kV a 10 kV La tabla de equivalencia de nivel de tensión se determina de acuerdo al criterio de similar potencia constante.



Adaptación 10kV

AA Desnudo

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35


85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

235 mm2 50 120

240 mm2 50 150

AL Autoportante

35 mm2 35 35

70 mm2 35 35

120 mm2 35 70

CU Protegido

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70



Adaptación 10kV

CU Autoportante

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

CU Desnudo

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

135 mm2 35 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

N2XSY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150


300 mm2 70 150

400 mm2 95 240

NKY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

200 mm2 50 120

240 mm2 50 150

300 mm2 70 185

400 mm2 95 240

500 mm2 120 300



Adaptación 10kV

N2YSEY

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

NYSY

10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

N2YSY

10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150









AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 25 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

85 mm2 95 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 120 70 95 95 120

125 mm2 120 70 95 95 120

150 mm2 150 95 150 120 150

185 mm2 185 120 185 150 185

235 mm2 240 150 240 185 185

240 mm2 240 150 240 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 35 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 95 70 95 95 120

150 mm2 120 70 120 120 150

185 mm2 150 95 150 120 185

CU Protegido

10 mm2 16 10 16

16 mm2 25 16 25

25 mm2 50 25 35

35 mm2 70 35 50

50 mm2 95 50 70

70 mm2 120 70 95

95 mm2 150 95 150

120 mm2 185 120 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

185 mm2 240 120 240 185 Queda igual







CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25

16 mm2 25 16 25 25 35

25 mm2 50 25 35 35 50

35 mm2 70 35 50 50 70

50 mm2 95 50 70 70 95

70 mm2 120 70 95 95 120

85 mm2 150 95 120 120 150

95 mm2 150 95 150 120 185

120 mm2 185 120 185 185 Queda igual

125 mm2 185 120 185 185 Queda igual

135 mm2 240 150 240 185 Queda igual

150 mm2 240 150 240 185 Queda igual


N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 16 16 25 25

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

240 mm2 240 150 240 185 Queda igual



NKY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 50 95

120 mm2 95 70 70 70 120

150 mm2 120 70 95 95 120

185 mm2 150 95 120 120 150

200 mm2 150 95 150 120 150

240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY







N2XSY

N2YSEY

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 25

50 mm2 70 35 35

70 mm2 95 50 50

95 mm2 120 70 70

120 mm2 150 95 95

150 mm2 185 120 120

240 mm2 240 150 185

NYSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 150 240

N2YSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 120 240

NA2XSY

150 mm2 185 95 150



.)u.fx.p.f(


La máxima demanda será la suma de las máximas demandas coincidentes reportadas en el Sistema VNRGIS para el Servicio Particular y Alumbrado Público Los valores de máxima demanda serán validados con la máxima demanda que se obtenga a partir de los consumos de energía de los usuarios asociados a cada subestación, considerando los factores de


contribución y de coincidencia que correspondan, de acuerdo a las opciones tarifarias y sectores típicos19. El factor de potencia (f.p.) es 0,90 y el factor de utilización (f.u.) es igual a 0,90.



> 50 kVA 3ø Todas las SED Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SED Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 3ø





Tipo de conexión

220 Delta

380 Estrella

La adaptación de los tramos de baja tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. En el caso de subestaciones de distribución MT/BT de potencia menor a 5 kVA no se considera las redes de baja tensión20. Zona No Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobre protegido, aluminio desnudo, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en aluminio protegido. Red Subterránea Se cambia en su totalidad por su equivalente en aluminio protegido.

19

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “La máxima demanda será la suma de las máximas demandas coincidentes reportadas en el Sistema VNRGIS para el Servicio Particular y Alumbrado Público”. 20

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “En el caso de subestaciones de distribución MT/BT de potencia igual o menor a 5 kVA no se considera las redes de baja tensión”.


Zona Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, aluminio protegido, aluminio desnudo, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en cobre protegido. Red Subterránea Se cambia en su totalidad por su equivalente en cobre protegido. Instalaciones de Alumbrado Público El proceso de adaptación de las instalaciones de alumbrado público se realiza bajo los siguientes procedimientos: Criterios de dimensionamiento de las instalaciones de AP Las luminarias son con lámparas de vapor de Hg de 80 W (código VNR de luminaria = LU08001), lámparas de vapor de Na de 70 W (código VNR de luminaria = LU07002) y lámparas de vapor de Na de 50 W (código VNR de luminaria = LU05002), sobre pastoral metálico simple de 0,5 m x 1" de diámetro (código VNR de pastoral = A) y tienen una separación promedio de 70 m. La proporción de lámparas de vapor de Hg y de vapor de Na a reconocer estará en función a la proporción de lámparas existentes. Se considerará lámparas de vapor de Na de 70 W en aquellos sistemas eléctricos con un consumo promedio mensual por usuario a nivel de baja tensión, sin considerar el consumo del alumbrado público, igual o mayor a 40 kW.h o un número de usuarios igual o mayor a 5000. Se considerará lámparas de vapor de Na de 50 W para el resto de sistemas eléctricos no comprendidos en la situación mencionada.21 Se utiliza red aérea de 2x16 mm2 de aluminio protegido (código VNR de red = AC01622) o red aérea de 2x10 mm2 de cobre protegido (código VNR de red = CU01042) de acuerdo a la zona no corrosiva o corrosiva respectivamente. El poste que se utiliza en ambos casos es poste de madera (código VNR de soporte = A). La red resultante se asigna al subcomponente “Red AP empleando postes del SP (A2)”. Para los equipos de control de AP se considera aquel compuesto por fotocélula y contactor (código VNR = FC001) y se asigna un equipo a cada subestación de distribución MT/BT que cuente con red de AP. Se determina las subestaciones que cuentan con alumbrado público identificando aquellas ubicadas en los alrededores de las principales plazas o parques de las localidades que conforman el sistema de distribución eléctrica y según el orden de importancia de la localidad se asigna la red de AP.

21

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “Las luminarias son con lámparas de vapor de Hg de 80 W (código VNR de luminaria = LU08001) sobre pastoral metálico simple de 0,5 m x 1" de diámetro (código VNR de pastoral = A) y tiene una separación promedio de 70 m”.


Las luminarias y los equipos de control AP se asignan a sus respectivos subcomponentes de la red aérea (A4 y A5 respectivamente). Cálculo del Dimensionamiento Consumo de AP (kW.h/mes) Este valor se obtiene multiplicando el consumo de alumbrado por suministro-mes por el número de suministros reportados en el Sistema VNRGIS para el sistema de distribución eléctrica. El consumo de alumbrado público por suministro-mes corresponderá a los factores KALP vigentes, establecidos para el cálculo del porcentaje de facturación por el servicio de alumbrado público. Cantidad de luminarias Se aplica la siguiente fórmula: Para sistemas eléctricos con consumo igual o mayor a 40 kW.h o un número de usuarios igual o mayor a 5000.

)min/( ))1(80P(70 )/( 360

)/( 1000 )/.( minl

arialuWPmesh

kWWmeshkWAPdeConsumoariasudeCantidad

”

Para el resto de sistemas eléctricos.

)ariaminlu/W( ))P1(80P(50 )mes/h( 360

)kW/W( 1000 )mes/h.kW( AP de Consumoariasminul de Cantidad

22

P = Proporción de lámparas de vapor de Na existentes en el sistema eléctrico (%)”. Red AP (km) Se aplica la siguiente fórmula considerando un vano promedio de 70m:

)km/m( 1000

)m( 70 Luminarias de CantidadAP dRe de Longitud

Se aplica el dimensionamiento de la red cuando la red AP reportada en el Sistema VNRGIS supera a la red AP calculada con el procedimiento descrito. Cuando la red AP reportada no supera se adapta la red de acuerdo a la teconología descrita en los criterios de dimensionamiento de las instalaciones de AP.

22

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “Se aplica la siguiente fórmula:

)luminaria/W( 80 )mes/h( 360

)kW/W( 1000 )mes/h.kW( AP de Consumouminariasl de Cantidad

”


Tablas de Equivalencia Red BT Las tablas de equivalencia serán utilizadas para realizar el proceso de adaptación por cambio tecnológico. La lectura de las tablas se deberá realizar de izquierda a derecha. La tabla de equivalencia por cambio teconológico se determina de acuerdo al criterio de factor de caida de tensión que es función de la resistencia (R), reactancia (X) del conductor






NYY Equivalencia en




AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual



NYY Equivalencia en




Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16

25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120



NYY Equivalencia en




NKY

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70



Zonas Históricas y Monumentales Red de Media Tensión


En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cables N2XSY. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución El reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios establecidos para la subestaciones de distribución. Red de Baja Tensión (Servicio Particular y Alumbrado Público) En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cable NYY unipolar. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios de adaptación que correspondan según las zonas indicadas. Cumplimiento de Distancias Mínimas de Seguridad Los criterios que se indican a continuación se aplicarán, siempre y cuando, no se pueda cumplir con las distancias mínimas de seguridad en calles con anchos menores o iguales a 12 metros. Red de Media Tensión En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes, sólo se hará efectivo cuando éstos se encuentren instalados. Se reconocerá la tecnología adaptada que corresponda según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución El reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios establecidos para la subestaciones de distribución.




SECTOR TÍPICO 4







Piura Paita 0 km

Piura Talara 0 km


Tumbes Tumbes 0 km


23

Se utiliza postes de madera para la red aérea de media y baja tensión.

Media Tensión



Tipo de conexión

10,0 Delta

13,2 Estrella

22,9 Estrella

Las redes en 2,3 kV o 5,8 kV se sustituyen por su equivalente en 10 kV para lo cual se utiliza la tabla de equivalencia de nivel de tensión. La adaptación de los tramos de media tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. Zona No Corrosiva Red Aérea

23



Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobre protegido, aluminio protegido, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en aluminio desnudo. Red Subterránea Se cambia todos los cables por conductores de aluminio desnudo. Zona Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de aluminio desnudo, aluminio protegido, cobre protegido, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en cobre desnudo.


Red Subterránea Se cambia todos los cables por conductores de cobre desnudo. Equipos de Protección y Seccionamiento El reconocimiento de los equipos de protección y seccionamiento de la red de media tensión se realiza mediante la verificación de la información presentada por la empresa. Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a la función que cumplen los mismos en la red de media tensión (troncales, laterales y enlaces de red MT, atención de clientes en MT, transformación MT/BT). Red Aérea MT Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosers hidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas a las troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se considerará la utilización de pararrayos en aquellas zonas de sierra y selva donde se compruebe la existencia de altos niveles isoceraúnicos. Tablas de Equivalencia de la Red de MT Las tablas de equivalencia son utilizadas para realizar el proceso de adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico.La lectura de las tablas se realiza de izquierda a derecha. Adaptación de 2,3 kV y 5,8 kV a 10 kV La tabla de equivalencia de nivel de tensión se determina de acuerdo al criterio de similar potencia constante.




Adaptación 10kV

AA Desnudo

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

235 mm2 50 120

240 mm2 50 150

AL Autoportante

35 mm2 35 35

70 mm2 35 35

120 mm2 35 70

CU Protegido

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70




Adaptación 10kV

CU Autoportante

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

CU Desnudo

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

85 mm2 16 50

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

125 mm2 25 70

135 mm2 35 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

N2XSY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

300 mm2 70 150

400 mm2 95 240

NKY

10 mm2 10 10

16 mm2 10 10

25 mm2 10 16

35 mm2 10 16

50 mm2 10 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

185 mm2 50 95

200 mm2 50 120

240 mm2 50 150

300 mm2 70 185

400 mm2 95 240

500 mm2 120 300




Adaptación 10kV

N2YSEY

25 mm2 25 25

35 mm2 25 25

50 mm2 25 25

70 mm2 25 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

NYSY

10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150

N2YSY

10 mm2 16 16

16 mm2 16 16

25 mm2 16 16

35 mm2 16 16

50 mm2 16 25

70 mm2 16 35

95 mm2 25 50

120 mm2 25 70

150 mm2 35 70

240 mm2 50 150









AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 25 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

85 mm2 95 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 120 70 95 95 120

125 mm2 120 70 95 95 120

150 mm2 150 95 150 120 150

185 mm2 185 120 185 150 185

235 mm2 240 150 240 185 185

240 mm2 240 150 240 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 35 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 95 70 95 95 120

150 mm2 120 70 120 120 150

185 mm2 150 95 150 120 185

CU Protegido

10 mm2 16 10 16

16 mm2 25 16 25

25 mm2 50 25 35

35 mm2 70 35 50

50 mm2 95 50 70

70 mm2 120 70 95

95 mm2 150 95 150

120 mm2 185 120 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

185 mm2 240 120 240 185 Queda igual







CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25

16 mm2 25 16 25 25 35

25 mm2 50 25 35 35 50

35 mm2 70 35 50 50 70

50 mm2 95 50 70 70 95

70 mm2 120 70 95 95 120

85 mm2 150 95 120 120 150

95 mm2 150 95 150 120 185

120 mm2 185 120 185 185 Queda igual

125 mm2 185 120 185 185 Queda igual

135 mm2 240 150 240 185 Queda igual

150 mm2 240 150 240 185 Queda igual


N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 16 16 25 25

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

240 mm2 240 150 240 185 Queda igual



NKY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 50 95

120 mm2 95 70 70 70 120

150 mm2 120 70 95 95 120

185 mm2 150 95 120 120 150

200 mm2 150 95 150 120 150

240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY







N2XSY

N2YSEY

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 25

50 mm2 70 35 35

70 mm2 95 50 50

95 mm2 120 70 70

120 mm2 150 95 95

150 mm2 185 120 120

240 mm2 240 150 185

NYSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 150 240

N2YSY

10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 120 240

NA2XSY

150 mm2 185 95 150



.)u.fx.p.f(


La máxima demanda será la suma de las máximas demandas coincidentes reportadas en el Sistema VNRGIS para el Servicio Particular y Alumbrado Público Los valores de máxima demanda serán validados con la máxima demanda que se obtenga a partir de los consumos de energía de los usuarios asociados a cada subestación, considerando los factores de


contribución y de coincidencia que correspondan, de acuerdo a las opciones tarifarias y sectores típicos24. El factor de potencia (f.p.) es 0,90 y el factor de utilización (f.u.) es igual a 0,90.



> 50 kVA 3ø Todas las SED Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SED Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 3ø





Tipo de conexión

220 Delta

380 Estrella

La adaptación de los tramos de baja tensión tendrá en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. En el caso de subestaciones de distribución MT/BT de potencia menor a 5 kVA no se considera las redes de baja tensión25. Zona No Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobre protegido, aluminio desnudo, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en aluminio protegido. Red Subterránea

24

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “La máxima demanda será la suma de las máximas demandas coincidentes reportadas en el Sistema VNRGIS para el Servicio Particular y Alumbrado Público” 25

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “En el caso de subestaciones de distribución MT/BT de potencia igual o menor a 5 kVA no se considera las redes de baja tensión”


Se cambia en su totalidad por su equivalente en aluminio protegido. Zona Corrosiva Red Aérea Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, aluminio protegido, aluminio desnudo, cables autoportantes de aluminio o autoportantes de cobre por su equivalente en cobre protegido. Red Subterránea Se cambia en su totalidad por su equivalente en cobre protegido.

Instalaciones de Alumbrado Público

El proceso de adaptación de las instalaciones de alumbrado público se realiza bajo los siguientes procedimientos: Criterios de dimensionamiento de las instalaciones de AP Las luminarias son con lámparas de vapor de Hg de 80 W (código VNR de luminaria = LU08001) y lámparas de vapor de Na de 50 W (código VNR de luminaria = LU05002), sobre pastoral metálico simple de 0,5 m x 1" de diámetro (código VNR de pastoral = A) y tienen una separación promedio de 70 m. La proporción de lámparas de vapor de Hg y de vapor de Na a reconocer estará en función a la proporción de lámparas existentes26. Se utiliza red aérea de 2x16 mm2 de aluminio protegido (código VNR de red = AC01622) o red aérea de 2x10 mm2 de cobre protegido (código VNR de red = CU01042) de acuerdo a la zona no corrosiva o corrosiva respectivamente. El poste que se utiliza en ambos casos es poste de madera (código VNR de soporte = A). La red resultante se asigna al subcomponente “Red AP empleando postes del SP (A2)”. Para los equipos de control de AP se considera aquel compuesto por fotocélula y contactor (código VNR = FC001) y se asigna un equipo a cada subestación de distribución MT/BT que cuente con red de AP. Se determina las subestaciones que cuentan con alumbrado público identificando aquellas ubicadas en los alrededores de las principales plazas o parques de las localidades que conforman el sistema de distribución eléctrica y según el orden de importancia de la localidad se asigna la red de AP. Las luminarias y los equipos de control AP se asignan a sus respectivos subcomponentes de la red aérea (A4 y A5 respectivamente).

26

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “Las luminarias son con lámparas de vapor de Hg de 80 W (código VNR de luminaria = LU08001) sobre pastoral metálico simple de 0,5 m x 1" de diámetro (código VNR de pastoral = A) y tiene una separación promedio de 70 m”.


Cálculo del Dimensionamiento Consumo de AP (kW.h/mes) Este valor se obtiene multiplicando el consumo de alumbrado por suministro-mes por el número de suministros reportados en el Sistema VNRGIS para el sistema de distribución eléctrica. El consumo de alumbrado público por suministro-mes corresponderá a los factores KALP vigentes, establecidos para el cálculo del porcentaje de facturación por el servicio de alumbrado público. Cantidad de luminarias Se aplica la siguiente fórmula:

)ariaminlu/W( ))P1(80P(50 )mes/h( 360

)kW/W( 1000 )mes/h.kW( AP de Consumoariasminul de Cantidad

”

P = Proporción de lámparas de vapor de Na existentes en el sistema eléctrico (%)27. Red AP (km) Se aplica la siguiente fórmula considerando un vano promedio de 70m:

)km/m( 1000

)m( 70 Luminarias de CantidadAP dRe de Longitud

Se aplica el dimensionamiento de la red cuando la red AP reportada en el Sistema VNRGIS supera a la red AP calculada con el procedimiento descrito. Cuando la red AP reportada no supera se adapta la red de acuerdo a la teconología descrita en los criterios de dimensionamiento de las instalaciones de AP. Tablas de Equivalencia Red BT Las tablas de equivalencia serán utilizadas para realizar el proceso de adaptación por cambio tecnológico. La lectura de las tablas se deberá realizar de izquierda a derecha. La tabla de equivalencia por cambio teconológico se determina de acuerdo al criterio de factor de caida de tensión que es función de la resistencia (R), reactancia (X) del conductor


FCT = 1.732 * ( R*cos + X*sen ) Los valores de resistencia se determinan de acuerdo a la temperatura de operación especificada en el Código Nacional de Electricidad. Los valores de reactancia se determinan

27

Párrafo modificado por el art. 1º de la Resolución OSINERG Nº 043-2005-OS/CD, publicada con fecha 17.03.2005, cuyo texto rige en la actualidad. El texto original era el siguiente: “Cantidad de luminarias

Se aplica la siguiente fórmula:

)luminaria/W( 80 )mes/h( 360

)kW/W( 1000 )mes/h.kW( AP de Consumouminariasl de Cantidad

”


de acuerdo a la configuración geométrica típica de conductores (red aérea) y cables (red




NYY Equivalencia en




AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual



NYY Equivalencia en




Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16

25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120



NYY Equivalencia en




NKY

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70




Zonas Históricas y Monumentales Red de Media Tensión En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cables N2XSY. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución El reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios establecidos para la subestaciones de distribución. Red de Baja Tensión (Servicio Particular y Alumbrado Público) En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambio de tecnología a cable NYY unipolar. En caso contrario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios de adaptación que correspondan según las zonas indicadas. Cumplimiento de Distancias Mínimas de Seguridad Los criterios que se indican a continuación se aplicarán, siempre y cuando, no se pueda cumplir con las distancias mínimas de seguridad en calles con anchos menores o iguales a 12 metros. Red de Media Tensión En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reconocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes, sólo se hará efectivo cuando éstos se encuentren instalados. Se reconocerá la tecnología adaptada que corresponda según las zonas indicadas. Subestaciones de Distribución El reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considerará subestaciones del tipo compacta pedestal. En caso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios establecidos para la subestaciones de distribución.

1501_2013

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Osinergmin normas para el diseño