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RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN N° 232-2017-OS/CD

Lima, 27 de diciembre de 2017 CONSIDERANDO: Que, de conformidad con el artículo 70 de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobada mediante el Decreto Ley N° 25844 (en adelante “LCE”) y el artículo 149 de su reglamento (en adelante “RLCE”), aprobado mediante el Decreto Supremo N° 009-93-EM, Osinergmin calcula la Tasa Interna de Retorno (TIR) de cada concesionario o conjunto de concesionarios, según el caso, considerando, entre otros, el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada empresa. Asimismo, en el artículo 71 de la LCE se dispone que si las mencionadas tasas calculadas, no difieren en más de cuatro puntos porcentuales de la Tasa de Actualización, los VAD, que le dan origen, serán definitivos; Que, de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 76 de la LCE, el VNR representa 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 período de construcción, los gastos y compensaciones por servidumbres utilizadas y gastos por concepto de estudios y supervisión, por lo que, los conceptos de tecnología y precios vigentes son esenciales en su determinación y en consecuencia, es necesario aplicar la tecnología actualizada y costos promedio vigentes (mínimo costo para niveles adecuados de servicio), lo cual implica nuevas determinaciones de VNR y redefiniciones de aspectos técnicos a considerar; Que, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 159 del RLCE, las empresas concesionarias deben reportar a Osinergmin las obras de distribución que aumentan su VNR o el retiro de instalaciones que devienen en innecesarias para la prestación del servicio y lo disminuyen; Que, se han presentado tecnologías vigentes en el mercado peruano que deben reconocerse y ha surgido la necesidad de incorporar aspectos metodológicos y simplificar procedimientos establecidos en la Guía del VNR. Asimismo, para la implementación de las últimas modificaciones legislativas, se requiere contar no solo con información sobre las instalaciones existentes sino también de instalaciones proyectadas a efectos de evaluación de Planes de Inversión en Distribución Eléctrica cuando corresponda, por lo que, se justifica la necesidad de sustituir la actual Guía del VNR, aprobada en el año 2004 mediante Resolución N° 329-2004-OS/CD; Que, mediante Resolución Osinergmin N° 218-2017-OS/CD, se dispuso la publicación en el diario oficial El Peruano y en la página web de Osinergmin, del proyecto de resolución que aprueba la “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”; estableciéndose en dicha resolución un plazo de treinta (30) días calendarios para que los interesados remitieran sus opiniones y sugerencias sobre el referido proyecto; Que, los comentarios y sugerencias presentados han sido analizados en los Informes N° 621-2017-GRT y N° 612-2017-GRT, de la División de Distribución Eléctrica y de la Asesoría Legal de la Gerencia de Regulación de Tarifas de Osinergmin, respectivamente, habiéndose acogido aquellos que contribuyen con el objetivo de la presente resolución, correspondiendo la

Informe-No.0621-2017-GRT.pdf


Informe%20Legal%20N%200612-2017-GRT.pdf

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aprobación final de la “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”; Que, los referidos informes complementan la motivación que sustenta la decisión de Osinergmin, cumpliendo de esta manera con el requisito de validez de los actos administrativos a que se refiere el numeral 4 del Artículo 3°, del Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado mediante el Decreto Supremo N° 006-2017-JUS; De conformidad con lo establecido en la Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y en su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM; en el Reglamento General del OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM; en el Reglamento de Organización y Funciones de Osinergmin, aprobado por Decreto Supremo 010-2016-PCM; en el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas; en la Ley N° 27849, Ley General de Electrificación Rural, y en el Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado mediante el Decreto Supremo N° 006-2017-JUS; así como, en sus normas modificatorias y complementarias. Estando a lo acordado por el Consejo Directivo de Osinergmin en su Sesión N° 40-2017. SE RESUELVE: Artículo 1.- Aprobar la norma “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, que en Anexo forma parte integrante de la presente resolución. Artículo 2.- La presente resolución y la norma aprobada en el Artículo 1 precedente, entrarán

en vigencia a partir del día siguiente de su publicación en el diario oficial El Peruano y deberán

ser consignados conjuntamente con los Informes N° 621-2017-GRT y N° 612-2017-GRT en el

portal de internet de Osinergmin:

http://www2.osinergmin.gob.pe/Resoluciones/Resoluciones2017.aspx.

Daniel Schmerler Vainstein Presidente del Consejo Directivo

OSINERGMIN


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ANEXO

Norma

“Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”

Norma

Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica

Tabla de Contenido

CAPÍTULO PRIMERO.......................................................................................................................... 1

DISPOSICIONES GENERALES .......................................................................................................... 1

Artículo 1.- Objetivo .......................................................................................................................... 1

Artículo 2.- Alcance ........................................................................................................................... 1

Artículo 3.- Base Legal ...................................................................................................................... 1

CAPÍTULO SEGUNDO ......................................................................................................................... 2

INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ......................... 2

Artículo 4.- Instalaciones de Distribución Eléctrica ....................................................................... 2

Artículo 5.- Requerimientos de Información .................................................................................. 3

Artículo 6.- Información de las Instalaciones Eléctricas ................................................................ 3

Artículo 7.- Información de las Instalaciones No Eléctricas .......................................................... 4

Artículo 8.- Información Catastral .................................................................................................. 5

CAPÍTULO TERCERO ......................................................................................................................... 6

LINEAMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN DE LA INFORMACIÓN ......................................... 6

Artículo 9.- Tratamiento de la Información .................................................................................... 6

Artículo 10.- Elaboración de la Información .................................................................................. 6

Artículo 11.- Carga y Validación de la Información ...................................................................... 7

Artículo 12.- Valorización de las Instalaciones ............................................................................... 7

Artículo 13.- Remisión de la Información ....................................................................................... 7

CAPÍTULO CUARTO ............................................................................................................................ 8

CÁLCULO DEL VNR Y DETERMINACIÓN DE ALTAS Y BAJAS ................................................. 8

Artículo 14.- Etapas del Proceso ...................................................................................................... 8

Artículo 15.- Validación de la Información ..................................................................................... 9

Artículo 16.- Determinación de los Costos Estándar de Inversión ............................................... 9

Artículo 17.- Cálculo del VNR ........................................................................................................ 10

Artículo 18.- Determinación de Altas y Bajas ............................................................................... 11

CAPÍTULO QUINTO .......................................................................................................................... 12

REMISIÓN DE LA INFORMACIÓN ................................................................................................ 12

Artículo 19.- Fecha de Remisión .................................................................................................... 12

Artículo 20.- Medios de Remisión .................................................................................................. 12

Artículo 21.- Detalles de los Formatos ........................................................................................... 12

CAPÍTULO SEXTO ............................................................................................................................. 13

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SECTOR TÍPICO URBANO DE ALTA DENSIDAD ........................................................................................ 13

Artículo 22.- Zonas Geográficas de Adaptación ........................................................................... 13

Artículo 23.- Criterios de Adaptación para la Red de Media Tensión ....................................... 14

Artículo 24.- Criterios de Adaptación para Equipos de Protección y Seccionamiento ............. 15

Artículo 25.- Criterios de Adaptación para Subestaciones de Distribución ............................... 16

Artículo 26.- Criterios de Adaptación para la Red de Baja Tensión .......................................... 16

Artículo 27.- Criterios de Adaptación para Equipos de Alumbrado Público ............................ 17

CAPÍTULO SÉPTIMO ........................................................................................................................ 18

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SECTOR TÍPICO URBANO DE MEDIA Y BAJA DENSIDAD ....................................................................... 18






CAPÍTULO OCTAVO .......................................................................................................................... 21

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SECTOR TÍPICO URBANO RURAL ................................................................................................................. 21






CAPÍTULO NOVENO ......................................................................................................................... 23

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE LOS SECTORES TÍPICOS RURAL Y SER ..................................................................................................................... 23






CAPÍTULO DÉCIMO .......................................................................................................................... 25

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE ZONAS ESPECIALES ........................................................... 25

Artículo 43.- Criterios de Adaptación en Zonas Históricas y Monumentales ............................ 25

Artículo 44.- Criterios de Adaptación por Distancias Mínimas de Seguridad .......................... 26

CAPÍTULO DECIMO PRIMERO ...................................................................................................... 26

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS......................... 26

Artículo 45.- Generalidades ............................................................................................................ 26

Artículo 46.- Criterios de Adaptación de Terrenos ...................................................................... 26

Artículo 47.- Criterios de Adaptación de Edificaciones y Construcciones ................................. 28

Artículo 48.- Criterios de Adaptación de Vehículos de Transporte y Carga ............................. 30

Artículo 49.- Criterios de Adaptación de Equipos ....................................................................... 31 Disposiciones Transitorias Anexos

Guía de Elaboración del VNR de las Instalaciones de Distribución Eléctrica Página 1 de 33

Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones de Distribución Eléctrica

CAPÍTULO PRIMERO

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1.- Objetivo Establecer los requerimientos de información y los lineamientos que deben emplear las empresas concesionarias de distribución eléctrica, para efectos de la elaboración y presentación a Osinergmin, 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. Artículo 2.- Alcance La presente norma es de aplicación obligatoria a las empresas concesionarias de distribución eléctrica. Artículo 3.- Base Legal 3.1 Decreto Ley 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).- Artículos 70, 76 y 77. 3.2 Decreto Supremo 009-93-EM, Reglamento de la LCE.- Artículos 22 inciso b), 76, 77, 149 y 159. 3.3 Decreto Legislativo N° 1221, Decreto Legislativo que mejora la regulación de la distribución de electricidad para promover el acceso a la energía eléctrica en el Perú.

3.4 Ley 27849, Ley General de electrificación Rural (LGER).

3.5 Decreto Supremo 025-2007-EM, Reglamento de la LGER.- Artículos 23, 24, 24A, 25, 54A y Décimo Primera Disposición Transitoria.

3.6 Decreto Legislativo N° 1207, Decreto Legislativo que modificó diversos artículos de la Ley General de Electrificación Rural (LGER).

3.7 Decreto Legislativo N° 1208, Decreto Legislativo que promueve el desarrollo de los Planes de Inversión en las empresas distribuidoras bajo el ámbito del FONAFE y su financiamiento.

3.8 En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias y complementarias a los dispositivos citados, y las normas que los modifiquen o sustituyan.

Osinergmin – Gerencia de Regulación de Tarifas División de Distribución Eléctrica


CAPÍTULO SEGUNDO

INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Artículo 4.- Instalaciones de Distribución Eléctrica 4.1 Las instalaciones de distribución eléctrica destinadas a la prestación del servicio de distribución eléctrica, comprenden las instalaciones eléctricas y no eléctricas. Se clasifican de acuerdo a lo siguiente:

1.- Media Tensión (MT).- Comprende las redes aéreas y subterráneas, así como los equipos de protección y seccionamiento, cuyo nivel de tensión está entre 1 a 30 kV.

2.- Subestaciones.- Comprende subestaciones de distribución, subestaciones elevadoras/reductoras y subestaciones de seccionamiento.

3.- Baja Tensión (BT).- Comprende las redes aéreas y subterráneas del servicio particular y las instalaciones del alumbrado público, cuyo nivel de tensión es menor a 1 kV.

4.- Conexiones.- Comprende las acometidas y puntos de conexión.

Gráfico N° 1 Esquema de las instalaciones eléctricas

4.2 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 clasifican de acuerdo a lo siguiente: Terrenos, Edificios y Construcciones, Vehículos de Transporte y Carga, Equipos de Almacén,



Maestranza, Medición y Control, Equipos de Comunicación, Equipos de Oficina y Equipamiento de Tecnología de Información. 4.3 Las empresas de distribución eléctrica presentan, a Osinergmin, la valorización y los metrados de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes y adaptadas.

4.4 Las tablas de datos, con el detalle de información técnica y geográfica requerida, se presentan en el Anexo 4. Artículo 5.- Requerimientos de Información 5.1 La información está compuesta por información técnica y geográfica de las instalaciones de distribución eléctrica existente y adaptada, así como información catastral, la misma que se reporta a través de medios digitales usando aplicaciones proporcionadas por Osinergmin. 5.2 La información técnica involucra toda la información referida a las características técnicas de las instalaciones eléctricas y no eléctricas. 5.3 La información geográfica involucra toda la información necesaria para una adecuada representación geográfica de las instalaciones, para lo cual se usa coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator) con datum PSAD56 o WGS84, o el que defina el Osinergmin posteriormente, siempre y cuando, toda la información de la empresa se remita en un mismo datum y zona UTM (17, 18 o 19). En el caso de la información geográfica de las instalaciones no eléctricas, ésta sólo se refiere a terrenos, edificios y construcciones. 5.4 La información se organiza de acuerdo a los siguientes elementos: Empresa (EDE), Sector Típico (ST), Sistema Eléctrico (SE), Centro de Transformación (CT) , Central de Generación Aislada (CGA), Unidad de Gestión Empresarial (UG), Unidad Orgánica (UO) y Recursos Humanos (RH). Artículo 6.- Información de las Instalaciones Eléctricas

6.1 Las instalaciones eléctricas de Media Tensión comprenden los siguientes elementos:

1.- Salida de Media Tensión.- Inicio del Alimentador de Media Tensión, es el punto de vinculación entre el centro de transformación o la central de generación aislada y la red de media tensión. También se considera como el punto de inicio de un alimentador secundario ubicado en un punto aguas abajo de un alimentador, como es el caso del inicio de los sistemas eléctricos rurales. No incluye el Equipo de Protección a la salida del alimentador.

2.- Tramo de Media Tensión.- Parte de la red de media tensión con igual tipo de material, sección, fases y disposición de conductores, o limitado por una derivación hacia otro tramo de la red o entre dos estructuras, utilizado para transferir electricidad entre dos puntos de la misma.

3.- Equipos de Protección y Seccionamiento.- Conjunto de elementos diseñados para detectar fallas u otras situaciones anormales en una red eléctrica y permitir la eliminación o aislamiento de éstas.

4.- Nodo de Enlace.- Elemento auxiliar de conexión o vinculación entre una subestación y los tramos de media tensión. Se utiliza para determinar la conectividad de las instalaciones de distribución eléctrica, sin embargo se puede prescindir de él cuándo la ubicación de la subestación se encuentra sobre el extremo del tramo de media tensión.



5.- Estructura.- Conjunto de elementos utilizados para soportar las redes de media tensión, equipos de protección y seccionamiento, redes de baja tensión y/o equipos de alumbrado público.

6.- Centro de Generación Distribuida.- Conjunto de elementos de generación eléctrica (energía fotovoltaica, eólica, gas natural, mini hidráulica u otros) que inyectan energía en algún punto de la Red de Media o Baja Tensión.

6.2 Las instalaciones eléctricas de subestaciones comprenden los siguientes elementos:

1.- Subestación de distribución.- Instalación destinada a reducir el nivel de tensión de media a baja tensión, incluye al transformador y equipos alojados en la misma, tales como equipos de protección y seccionamiento.

2.- Subestación elevadora/reductora.- Instalación destinada a elevar o reducir el nivel de tensión en media tensión, cuenta con transformador elevador o reductor y los equipos de protección y seccionamiento alojados en la misma.

3.- Subestación de seccionamiento.- Instalación que sólo aloja equipos de protección y seccionamiento. Es utilizada para efectuar maniobras de traspaso de carga de un alimentador a otro.

6.3 Las instalaciones eléctricas de Baja Tensión comprenden los siguientes elementos:

1.- Salida de Baja Tensión.- Punto de vinculación entre la subestación de distribución o la central de generación aislada y la red de baja tensión.

2.- Tramo de Baja Tensión.- Parte de la red de baja tensión con igual tipo de material, sección, fases y disposición de conductores, limitado por una derivación hacia otro tramo de la red o entre dos estructuras, utilizado para transferir electricidad entre dos puntos de la misma.

3.- Equipo de Alumbrado Público.- Conformado por la luminaria, lámpara y sus accesorios de conexión.

4.- Equipo de Control de Alumbrado Público.- Equipo auxiliar que permite controlar (conectar y desconectar) en forma manual o automática las instalaciones de alumbrado público.

6.4 Las instalaciones eléctricas de Conexiones comprenden los siguientes elementos:

1.- Acometida.- Derivación que parte de la red de servicio particular para suministrar energía eléctrica a la conexión eléctrica del usuario.

2.- Punto de Conexión del Suministro.- Punto terminal de la acometida del cual se alimenta a uno o varios suministros.

3.- Suministro Convencional.- Suministro del usuario final que es atendido a través de las instalaciones eléctricas de media o baja tensión.

4.- Suministro No Convencional.- Suministro del usuario final que es atendido por una fuente de energía no convencional.

Artículo 7.- Información de las Instalaciones No Eléctricas Las instalaciones no eléctricas comprenden los siguientes elementos:



1.- Terrenos.- Se clasifican según su uso en terrenos para: almacén de vehículos y equipos, oficinas, centros de atención al público y otros usos.

2.- Edificios y Construcciones.- Se clasifican según su uso para: almacén de vehículos y equipos, oficinas, centros de atención al público y otros usos.

3.- Vehículos de Transporte y Carga.- Se agrupan en vehículos administrativos, vehículos operativos, vehículos de carga y otros vehículos.

4.- Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control.- Se clasifican en equipos de almacén, equipos de maestranza, equipos de medición y equipos de control.

5.- Equipos de Comunicación.- Se clasifican en telefonía fija o IP, telefonía móvil, estaciones de radio y antenas, radios portátiles, sistemas de radioenlace, sistemas microondas, enlaces satelitales y otros sistemas de comunicación.

6.- Equipos de Oficina.- Se refiere a equipos como escritorios, credenzas, equipos multimedia, etc. Se agrupan en equipos para oficina, equipos para la atención al público y otros equipos de oficina.

7.- Equipamiento de Tecnologías de Información.- Se clasifican en equipos de computación personal, impresoras, servidores, otros equipos de cómputo. También se consideran los sistemas operativos, bases de datos, sistemas administrativos, comerciales y técnicos, necesarios para la gestión de la empresa

8.- 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.

Artículo 8.- Información Catastral La información catastral comprende los siguientes elementos:

1.- Manzana.- Es el conjunto de casas o lotes que se encuentran entre la intersección de varios tramos de vías.

2.- Parque.- Se denomina parque a las plazas, zonas verdes y espacios colectivos destinados al esparcimiento y la preservación de áreas verdes.

3.- Vía.- Es el conjunto de calles, avenidas, trochas y caminos de herradura por donde circulan los vehículos y peatones.

4.- 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. Para efectos de la guía se considera como tramo de vía a aquella parte de la vía que tiene el mismo tipo de alumbrado y el mismo tipo de vía.

5.- Zonas Históricas o Monumentales.- Son los espacios reservados para la preservación de zonas con valor histórico o cultural. 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, con el fin de preservar el patrimonio cultural, requieren de un tratamiento especial en lo que respecta a la instalación, operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica.

6.- Zona de Concesión.- Es un área geográfica otorgada en concesión para realizar actividades de distribución eléctrica.



CAPÍTULO TERCERO

LINEAMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Artículo 9.- Tratamiento de la Información 9.1 En la elaboración de la información técnica y geográfica de las instalaciones de distribución eléctrica, se debe tener en cuenta las pautas que se indican en el Anexo 1. 9.2 Las tablas de datos contienen la información de las instalaciones de distribución eléctrica con los atributos técnicos y geográficos respectivos. Los campos numéricos a utilizarse en todas las tablas no contienen más de dos decimales. Las tablas de datos sirven de base para la carga de la información a un sistema de base de datos proporcionado por el Osinergmin. La estructura de las tablas de datos se detalla en el Anexo 4. 9.3 Los identificadores de elementos son únicos, cada elemento, sea de una instalación eléctrica o no eléctrica, o información catastral, debe tener un identificador único con las siguientes características: es asignado libremente por cada empresa sin repetición en su respectiva tabla, está conformado por caracteres alfanuméricos, tiene una longitud mínima de un caracter y una longitud máxima señalada en cada tabla. 9.4 Los códigos VNR identifican las características físicas de los elementos de las instalaciones de distribución eléctrica. La lista de códigos VNR se detallan en el Anexo 2. Los códigos VNR no pueden ser modificados por las empresas; de ser necesario nuevos códigos, éstos deben ser solicitados a Osinergmin. En el Anexo 3 se indican los códigos de empresa, los códigos de grupos, componentes y subcomponentes, así como otros necesarios para la elaboración de la información. 9.5 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 Numeral 3 del Anexo 1 se indican las pautas para el tratamiento de las Altas y Bajas de las instalaciones. 9.6 La información geográfica se prepara utilizando coordenadas UTM relacionadas a una sola zona 17, 18 o 19. En el Numeral 2 del Anexo 1 se indican las pautas para la elaboración de la información geográfica. Artículo 10.- Elaboración de la Información 10.1 Corresponde a las empresas de distribución eléctrica la elaboración de la información técnica y geográfica 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. 10.2 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 deben hacer uso de recursos de personal (propios o terceros) y de sistemas de información bajo su responsabilidad.



10.3 Las actividades de estructuración y codificación comprenden las tareas de elaboración de la información teniendo presente la estructuración organizacional y de las instalaciones señaladas, así como los códigos VNR. 10.4 Las actividades referentes a la elaboración de la información para las Altas y Bajas, se desarrollan de acuerdo a las pautas que se señalan en el Numeral 3 del Anexo 1. 10.5 Las tablas de datos, que se elaboran con la información técnica y geográfica, se detallan en el Anexo 4. Artículo 11.- Carga y Validación de la Información 11.1 La carga y validación de la información técnica y geográfica es realizada por las empresas tomando como base las tablas de datos detalladas en el Anexo 4 y haciendo uso de un sistema de base de datos proporcionado por Osinergmin. El sistema permite 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. 11.2 La validación de la información técnica y geográfica permite detectar posibles inconsistencias de la información previamente a la remisión de la misma a Osinergmin. Artículo 12.- Valorización de las Instalaciones 12.1 Para efectos de la entrega de la información, la valorización de las instalaciones eléctricas, se realiza con los costos estándar de inversión de las instalaciones de distribución eléctrica establecidos en la última fijación del VNR. Para el caso de las INE, se realiza con los costos suministrados por las empresas de distribución eléctrica. 12.2 La valorización de las instalaciones existentes toma en cuenta los metrados de las instalaciones existentes. 12.3 La valorización de las instalaciones adaptadas toma en cuenta los metrados de las instalaciones adaptadas, obtenidas de acuerdo a los criterios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas y Resoluciones del Osinergmin. Para efectos de la presentación de la información del VNR, las empresas deben utilizar los criterios de adaptación que se señalan en los capítulos del Sexto al Décimo Primero. Artículo 13.- Remisión de la Información La información de las instalaciones de distribución eléctrica es remitida por las empresas de acuerdo a lo señalado en el Capítulo Quinto de la presente guía.



CAPÍTULO CUARTO

CÁLCULO DEL VNR Y DETERMINACIÓN DE ALTAS Y BAJAS

Artículo 14.- Etapas del Proceso

14.1 Primera Etapa. Validación de la información presentada por las empresas de distribución eléctrica.

14.2 Segunda Etapa. Determinación de los costos estándar de inversión de las instalaciones eléctricas (IE) por sector de distribución típico. 14.3 Tercera Etapa. Cálculo del VNR Adaptado.

Gráfico N° 2 Etapas del Proceso de Cálculo del VNR

Inicio

Presentación de la información por parte de las empresas

Carga de la información en base de datos

Revisión de base de datos y la información técnica

Verificación de la información en campo

Información validada

Observaciones a las empresas

Subsanación de observaciones



Determinación de las instalaciones de distribución eléctrica

Aplicación de los criterios técnicos de optimización de

acuerdo a los criterios de la LCE

Valorización de las instalaciones de distribución eléctrica

Revisión de la información

Análisis de la InformaciónMateriales y recursos

Armados de construcción típicosCostos estándar de inversión

Determinación de los costos estándar de inversión

Resultados del cálculo del VNR

Informe técnico VNR de las instalaciones de distribución

Determinación de los costos de las INE

Fin

PlataformaTécnica y Gráfica

Etapa 1

Etapa 2 Etapa 3



Artículo 15.- Validación de la Información 15.1 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 determinan las instalaciones de distribución eléctrica adaptadas. 15.2 La validación comprende la revisión de la consistencia de la información técnica y geográfica reportada por las empresas.

15.3 Las observaciones que se encuentren en la etapa de validación son comunicadas a las empresas con la finalidad de que las empresas mejoren la calidad de la información reportada. 15.4 Asimismo, como parte del proceso de validación de la información, se realiza la verificación en campo de la información de las instalaciones existentes, con criterios establecidos por Osinergmin. 15.5 Para la verificación de las instalaciones eléctricas se considera lo siguiente:

1.- Alimentadores de media tensión, comprendidos por la red de media tensión y los equipos de protección y seccionamiento, así como las subestaciones de distribución, subestaciones elevadoras/reductoras y subestaciones de terceros asociadas.

2.- Subestaciones de distribución, comprendidas por la red de baja tensión del servicio

particular y alumbrado público asociadas. 15.6 Para la verificación de las instalaciones no eléctricas se considera lo siguiente:

1.- Terrenos, edificios, construcciones, vehículos, equipos de oficina, equipos de almacén, equipos de comunicación, equipamiento de tecnologías de información y otros.

15.7 Las observaciones que se encuentren como consecuencia de la verificación de campo, son comunicadas a las empresas. Si éstas no son absueltas satisfactoriamente, se aplica un factor de ajuste a nivel empresa aplicable al VNR de las instalaciones de distribución eléctrica. 15.8 El Factor de Ajuste (FA) representa la diferencia entre el metrado verificado en campo y el metrado presentado por la empresa. El FA, se aplica cuando el metrado presentado supera al metrado verificado en más del 3%. Artículo 16.- Determinación de los Costos Estándar de Inversión 16.1 Los costos estándar de inversión de las instalaciones eléctricas por sector típico permiten el cálculo del VNR de las instalaciones de distribución eléctrica. 16.2 Dichos costos consideran 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 Osinergmin establezca para tal fin. Asimismo, consideran los costos indirectos de la empresa de distribución eléctrica como costos de ingeniería, gastos generales e interés intercalario. 16.3 Las empresas deben reportar a Osinergmin, 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 deben 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 considera diseños óptimos con economías de escala adecuadas y costos de mercado. 16.4 Los costos estándar de inversión por sector típico deben ser desarrollados para las siguientes instalaciones de distribución eléctrica:

1.- Media Tensión a) Red Aérea Media Tensión. b) Red Subterránea Media Tensión. c) Equipos de Protección y Seccionamiento.

2.- Subestaciones

a) Subestación Aérea Monoposte. b) Subestación Aérea Biposte. c) Subestación Convencional. d) Subestación Compacta Pedestal. e) Subestación Compacta Bóveda.

3.- Baja Tensión

a) Red Aérea Servicio Particular. b) Red Aérea Servicio Particular – Neutro. c) Red Aérea Servicio Particular – Sobre estructura SP. d) Red Aérea Alumbrado Público – Sobre estructura SP. e) Red Aérea Alumbrado Público – Sobre estructura AP. f) Equipos de Alumbrado Público en Red Aérea. g) Equipos de Control del Alumbrado Público en Red Aérea. h) Red Subterránea Servicio Particular. i) Red Subterránea Servicio Particular – Neutro. j) Red Subterránea Alumbrado Público – En zanja SP. k) Red Subterránea Alumbrado Público – En zanja AP. l) Equipos de Alumbrado Público en Red Subterránea. m) Equipos de Control del Alumbrado Público en Red Subterránea. n) Estructuras de Alumbrado Público en Red Subterránea.

4.- Conexiones

a) Costos de Conexión de Suministros Convenciones. b) Costos de Conexión de Suministros No Convenciones.

16.5 Para el caso de las INE, los costos se determinan a partir de la revisión de la información reportada por las empresas de distribución eléctrica. Artículo 17.- Cálculo del VNR 17.1 El cálculo del VNR comprende la determinación y valorización de las instalaciones de distribución eléctrica y de las instalaciones 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. 17.2 El VNR de las instalaciones de distribución eléctrica adaptadas al 31 de diciembre del año que corresponda se obtiene mediante la siguiente fórmula:

VNR = MIE * CEIE + MINE * CINE Dónde:



VNR : VNR al 31 de diciembre del año que corresponda. MIE : Metrado de IE, adaptado al 31 de diciembre del año que

corresponda. CEIE : Costos Estándar de Inversión de IE al 31 de diciembre del

año que corresponda. MINE : Metrado de INE, adaptado al 31 de diciembre del año que

corresponda. CINE : Costos de las INE al 31 de diciembre del año que

corresponda. 17.3 Para la determinación del metrado adaptado se aplican los criterios de adaptación descritos en los Capítulos del Sexto al Décimo Primero. Artículo 18.- Determinación de Altas y Bajas

Las altas y bajas se determinan anualmente, las etapas para la determinación de las altas y bajas son las siguientes:

1.- Presentación de información por parte de las empresas.

2.- Carga de la información en base de datos.

3.- Revisión de la base de datos.

4.- Verificación en campo.

5.- Elaboración del Informe de Observaciones.

6.- Subsanación de Observaciones por parte de las empresas.

7.- Determinación de Altas y Bajas.

Gráfico N° 3 Etapas del Proceso de Determinación de Altas y Bajas

Inicio

Presentación de la información por parte de las empresas

Carga de la informaciónen base de datos

Revisión de base de datos yla información técnica

Verificación de lainformación en campo

Información validada



Fin

PlataformaTécnica y Gráfica

SI

Determinación de Altas y Bajas

NO

Observaciones?



CAPÍTULO QUINTO

REMISIÓN DE LA INFORMACIÓN

Artículo 19.- Fecha de Remisión 19.1 La información que se remite a Osinergmin para la actualización del VNR, corresponde a la situación de las instalaciones al 31 de diciembre del año anterior a aquel en que se fijan las tarifas de distribución eléctrica. La fecha límite de presentación es el último día hábil del mes de febrero del año en que se fijan las tarifas de distribución eléctrica. 19.2 Las empresas de distribución eléctrica remiten anualmente a Osinergmin la información técnica y geográfica completa al 31 de diciembre del año anterior al año de remisión, la misma que contiene las altas y bajas de sus instalaciones correspondientes al periodo 01 de enero al 31 de diciembre del año anterior al año de remisión. La fecha límite de presentación es el último día hábil del mes de febrero del año de remisión. Artículo 20.- Medios de Remisión 20.1 La información se remite en medio digital haciendo uso del sistema informático proporcionado por Osinergmin. 20.2 Los formatos que se entregan en medio impreso son los siguientes:

1.- Valor Nuevo de Reemplazo a nivel de Empresa (Formato A1).

2.- Valor Nuevo de Reemplazo a nivel de Sector Típico (Formato B1).

3.- Valor Nuevo de Reemplazo a nivel de Sistema Eléctrico (Formato C1).

4.- Valor Nuevo de Reemplazo a nivel de Unidades de Gestión (Formato D1).

Artículo 21.- Detalles de los Formatos En el Anexo 5 se muestra el detalle de los formatos A1, B1, C1 y D1.



CAPÍTULO SEXTO

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SECTOR TÍPICO URBANO DE ALTA DENSIDAD

Artículo 22.- Zonas Geográficas de Adaptación 22.1 El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zonas geográficas de densidad de carga (Muy Alta, Alta 1, Alta 2, Media y Baja) 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, los rangos de densidad de carga son los siguientes:

Tabla N° 1

Zona Rangos de Densidad de Carga Color

Muy Alta Densidad Mayor o igual a 4 MW/km2 Rojo

Alta Densidad 1 Mayor o igual a 2,5 MW/km2 y menor a 4 MW/km2 Anaranjado

Alta Densidad 2 Mayor o igual a 1,50 MW/km2 y menor a 2,5 MW/km2 Azul

Media Densidad Mayor o igual a 0,25 MW/km2 y menor a 1,5 MW/km2 Verde

Baja Densidad Menor a 0,25 MW/km2 Amarillo

22.2 Para determinar la densidad de carga se considera una unidad de análisis denominada Cuadrícula que es una superficie cuadrada con lados de longitud variable. Para los fines respectivos las cuadrículas deben considerar lados de longitud de 1000, 500 y 250 m, alineadas a coordenadas UTM múltiplos de mil y tomando el sistema de coordenadas en el cual la empresa ha reportado su información. 22.3 Para elaborar la zonificación del mercado, se debe calcular la densidad de carga de cada cuadrícula, para lo cual se debe ubicar mediante las coordenadas respectivas las SEDs que se encuentran contenidas en cada cuadrícula. La demanda del alumbrado público (AP) es asignada a cada subestación de distribución eléctrica. Se debe considerar un factor de carga igual a 0,5 y un factor de coincidencia igual a 1,0. 22.4 Para calcular la Máxima Demanda de una cuadrícula, se procede a sumar las Máximas Demandas de cada SED (distribuidor y terceros) contenidos en la cuadrícula. La Máxima Demanda corresponde a la del año previo al proceso de fijación del VNR. 22.5 La densidad de carga de cada cuadrícula se calcula como el cociente de la Máxima Demanda obtenida según el numeral anterior y el área de la cuadrícula analizada (1 km2, 0,25 km2 o 0,0625 km2). 22.6 El proceso de zonificación se realiza de la siguiente manera:

1.- Se inicia dividiendo el área de concesión en cuadrículas contiguas de 1000 m de lado y se procede al cálculo de la densidad de carga para cada cuadrícula, las cuadrículas con densidad de carga “Muy Alta” quedan definidas (caracterizadas).

2.- Nuevamente, se procede a dividir todas las cuadrículas que no fueron calificadas como “Muy Alta” en cuadrículas de 500 m de lado y se vuelve a calcular la densidad de carga



para cada cuadrícula de 500 m, las nuevas cuadrículas con densidad de carga resultantes “Muy Alta” quedan definidas (caracterizadas).

3.- De la misma manera, se procede a dividir todas las cuadrículas que no fueron calificadas como “Muy Alta” en cuadrículas de 250 m de lado y se vuelve a calcular la densidad de carga para cada cuadrícula de 250 m, las nuevas cuadrículas tendrán densidades de carga resultantes Muy Alta, Alta 1, Alta 2, Media y Baja Densidad. Adicionalmente se identifican cuadrículas cuya densidad de carga sea distinta de las que las rodean, en estos casos estas cuadrículas adoptan la densidad de carga predominante de las cuadrículas que la rodean.

4.- Finalmente, toda cuadrícula con densidad de carga igual a cero debe ser eliminada.

22.7 Producto de la zonificación, se obtienen mapas de densidad de carga conformados de la siguiente manera:

1.- Cuadrículas de Muy Alta Densidad de 1000 m, 500 m y 250 m de lado.

2.- Cuadrículas de densidad Alta 1, Alta 2, Media y Baja de 250 m de lado.

22.8 Se deben construir dos mapas de densidad de carga correspondientes a la Red de Media y Baja Tensión:

1.- Mapa de Densidad de Carga de MT: Considera la totalidad de las subestaciones de la empresa y las de Terceros.

2.- Mapa de Densidad de Carga de BT: Considera todas las subestaciones de la empresa y las de terceros cuyo uso no sea industrial.

Artículo 23.- Criterios de Adaptación para la Red de Media Tensión 23.1 Utilización de postes de concreto para la red aérea y los siguientes niveles de tensión: 10 kV y 22,9 kV. 23.2 La adaptación de los tramos de media tensión debe tener en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. En el caso de las porciones de tramos de red MT que dado el proceso de construcción de cuadrículas, no resulten incluidos en ninguna cuadrícula; se asumirá que se encuentran en una Zona de Baja Densidad.

23.3 Para redes aéreas ubicadas en Zona de Muy Alta Densidad, se cambian los conductores de cobre desnudo, cobre protegido, aluminio desnudo, aluminio protegido y cables autoportantes de cobre o aluminio por cables NA2XSY.

23.4 Para redes aéreas ubicadas en Zonas de Alta 1, Alta 2, Media y Baja Densidad y en Ambiente Corrosivo, se cambian todos los conductores de aluminio protegido, aluminio desnudo y cobre protegido por su equivalente en cobre desnudo.

23.5 Para redes aéreas ubicadas en Zonas de Alta 1, Alta 2, Media y Baja Densidad y en Ambiente No Corrosivo, se cambian todos los conductores de aluminio protegido, aluminio desnudo y cobre protegido por su equivalente en aluminio desnudo.

23.6 Para redes aéreas ubicadas en Zonas de Alta Densidad 1 y Alta Densidad 2, los cables autoportantes se mantienen, si son autoportantes de cobre pasan a autoportantes de aluminio siempre y cuando exista la equivalencia respectiva.



23.7 Para redes subterráneas ubicadas en Zonas de Muy Alta Densidad, Alta Densidad 1 y Alta Densidad 2, se cambian los cables por cables NA2XSY.

23.8 Para redes subterráneas ubicadas en Zonas de Media y Baja Densidad, se mantiene la longitud de red reportada para los tramos cuyas secciones sean iguales o mayores a 95 mm2 luego de realizar el cambio de tecnología a cables NA2XSY. Las secciones que resulten menores a 95 mm2 serán sustituidas por redes aéreas de cobre o aluminio según el tipo de ambiente (corrosivo y no corrosivo).

23.9 Las tablas de equivalencia para la adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico se encuentran en el Numeral 1 del Anexo 6. Artículo 24.- Criterios de Adaptación para Equipos de Protección y Seccionamiento 24.1 El reconocimiento de los equipos de protección y seccionamiento de la red de media tensión se realizará mediante evaluación de la información presentada por las empresas y la verificación en campo de una muestra representativa. 24.2 Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a los criterios siguientes:

1.- Función que cumplen los mismos en la red (troncales, laterales y enlaces de red MT,

atención de clientes en MT, transformación MT/BT).

2.- Criterios de operación para el cumplimiento de la calidad de suministro (SAIFI, SAIDI).

24.3 Para equipos que protegen redes aéreas, se reconocen como equipos adaptados de protección los siguientes:

Tabla N° 2

Equipo Existente Equipo Adaptado

Reconectador Reconectador SF6

Seccionador bajo carga Seccionador bajo carga SF6

Seccionador fusible (cut-out) Se mantiene el equipo reportado

Seccionador Unipolar (x1, x2, x3) Se mantiene el equipo reportado

Seccionalizador Seccionalizador electrónico

24.4 Para equipos que protegen redes subterráneas, se reconocen como equipos de protección, los equipos que se encuentran instalados en las SEDs, subestaciones de seccionamiento u otro tipo de infraestructura similar que aloje en su interior equipos de protección, de acuerdo a lo siguiente:

Tabla N° 3


Interruptor Interruptor SF6



24.5 Para los siguientes equipos: Pararrayos, Fusible Limitador, Fusible expulsión, Conectores aislados separables, Banco de Condensadores, Banco de Regulación de Tensión, Derivación trifásica tipo bóveda, pedestal, Celda exterior de protección y seccionamiento; se mantiene el equipo reportado.



Artículo 25.- Criterios de Adaptación para Subestaciones de Distribución 25.1 Para la adaptación de las subestaciones de distribución se debe calcular el kVA Adaptado según la siguiente formula:

.)...(

)(

ufxpf

kWnSubestacióladeDemandaMáximakVAAdaptado

25.2 La máxima demanda de la subestación debe ser sustentada con un diagrama de carga de 24 horas, con intervalos de 15 minutos. 25.3 El factor de potencia (f.p.) es de 0,9 y el factor de utilización (f.u.) es igual a 0,75. 25.4 Para subestaciones ubicadas en Zonas de Muy Alta Densidad, y usando el valor obtenido de kVA Adaptado y el tipo de subestación, se debe aplicar la siguiente tabla:

Tabla N° 4

Zona Muy Alta densidad

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

25.5 Para subestaciones ubicadas en Zonas de Alta 1, Alta 2, Media y Baja Densidad, usando el valor obtenido de kVA Adaptado y el tipo de subestación, se debe aplicar la siguiente tabla:

Tabla N° 5

Zonas Alta 1, Alta 2, Media y Baja Densidad




<= 640 kVA y >250 kVA y 3ø Todas las SE Compacta Pedestal 3ø

<= 250 kVA y > 75 kVA y 3ø Todas las SE Biposte 3ø

<= 75 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

25.6 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. Artículo 26.- Criterios de Adaptación para la Red de Baja Tensión 26.1 La adaptación de los tramos de baja tensión debe tener en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. En el caso de las porciones de tramos de red BT que no resulten incluidos en ninguna cuadrícula, se asumirá que se encuentran en una Zona de Baja Densidad. El procedimiento a seguir se describe a continuación:

1.- Para redes aéreas o subterráneas ubicadas en Zona de Muy Alta Densidad, se cambian todos los conductores o cables por su equivalente en cables NA2XY unipolar.



2.- Para redes aéreas ubicadas en Zonas Alta 1, Alta 2, Media y Baja Densidad, se cambian todos los conductores por su equivalente en autoportante de aluminio.

3.- Para redes subterráneas ubicadas en Zonas Alta 1, Alta 2, Media y Baja Densidad se procede de la siguiente manera:

a) Si la red pertenece a una subestación Monoposte o Biposte luego de la adaptación, se cambian todos los cables por autoportantes de aluminio. Las redes de Alumbrado Público en la misma zanja del Servicio Particular se cambian por redes aéreas de Alumbrado Público sobre postes del Servicio Particular. Las redes Alumbrado Público en zanja exclusiva se cambian por redes aéreas de Alumbrado Público sobre postes exclusivos de Alumbrado Público.

b) Si la red pertenece a una subestación convencional, compacta pedestal o compacta bóveda luego de la adaptación, se realiza el cambio por su equivalente en cables NA2XY unipolar.

26.2 Las tablas de equivalencia de las redes de baja tensión, para la adaptación por cambio tecnológico se encuentra en el Numeral 2 del Anexo 6. 26.3 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 bifásicas de menor a mayor calibre, luego las redes trifásicas de menor a mayor calibre hasta alcanzar el porcentaje mencionado.

26.4 Para las redes adaptadas de baja tensión, se considera 220 V como nivel de tensión. 26.5 Para las redes adaptadas como aéreas, se consideran estructuras con postes de concreto. 26.6 Para las redes de alumbrado público ubicadas en túneles y pasos a desnivel, que utilizan cables libres de halógeno, se mantiene lo informado por la empresa. Artículo 27.- Criterios de Adaptación para Equipos de Alumbrado Público 27.1 Se reconoce como tecnología adaptada, las lámparas de vapor de sodio y LEDs. 27.2 En el caso de lámparas LED se reconocen las que se encuentren instaladas. 27.3 Para la adaptación de los pastorales se reconocen pastorales metálicos. 27.4 La tabla de equivalencia de equipos de alumbrado público se determina de acuerdo al criterio de flujo luminoso y se encuentra en el Numeral 3 del Anexo 6. 27.5 La cantidad de equipos de control de alumbrado público se mantiene según lo reportado, distribuyéndose proporcionalmente a la longitud de red adaptada de alumbrado público aérea y subterránea, por subestación. 27.6 La cantidad de postes exclusivos de la red Subterránea de Alumbrado Público es ajustada según la longitud total de red subterránea de Alumbrado Público por subestación, considerando postes de concreto de 9 m y un vano promedio de 33,33 m.

27.7 Para el caso de lámparas especiales ubicadas en túneles y pasos a desnivel, se mantiene lo informado por la empresa.



CAPÍTULO SÉPTIMO

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SECTOR TÍPICO URBANO DE MEDIA Y BAJA DENSIDAD

Artículo 28.- Criterios de Adaptación para la Red de Media Tensión 28.1 Se considera principalmente los siguientes niveles de tensión:

Tabla N° 6

Tensión de línea (kV)

Tipo de conexión

10,0 Delta 13,2 Estrella 22,9 Estrella

28.2 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 se detalla en el Numeral 4 del Anexo 6. 28.3 La adaptación de los tramos de media tensión debe tener en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. 28.4 Las redes aéreas ubicadas en Zonas de Ambiente Corrosivo, se cambian por su equivalente en cobre desnudo. 28.5 Las redes aéreas ubicadas en Zonas de Ambiente No Corrosivo, se cambian por su equivalente en aluminio desnudo. 28.6 Los conductores autoportantes se mantienen, si son autoportantes de cobre pasan a autoportantes de aluminio. 28.7 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 o aluminio desnudo, dependiendo de su ubicación en Zona de Ambiente Corrosivo o No Corrosivo respectivamente, comenzando por las secciones más delgadas y así sucesivamente hasta no superar el porcentaje indicado. 28.8 Las redes subterráneas adaptadas son del tipo NA2XSY. 28.9 Las redes aéreas adaptadas utilizan estructuras con postes de concreto. 28.10 Las tablas de equivalencia para la adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico se encuentran en el Numeral 1 del Anexo 6. Artículo 29.- Criterios de Adaptación para Equipos de Protección y Seccionamiento 29.1 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 las empresas. 29.2 Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a los criterios siguientes:

1.- Función que cumplen los mismos en la red (troncales, laterales y enlaces de red MT, atención de clientes en MT, transformación MT/BT).





Tabla N° 7







29.4 Para equipos que protegen redes subterráneas, se reconocen como equipos de protección los equipos que se encuentran instalados en las subestaciones de distribución, subestaciones de seccionamiento u otro tipo de infraestructura similar que aloje en su interior equipos de protección, de acuerdo a lo siguiente:

Tabla N° 8


Interruptor Interruptor SF6



29.5 Se considera la utilización de pararrayos en aquellas zonas de sierra y selva donde se compruebe la existencia de altos niveles isoceraúnicos. 29.6 Para los siguientes equipos: Banco de Condensadores, Banco de Regulación de Tensión; se mantiene el equipo reportado. Artículo 30.- Criterios de Adaptación para Subestaciones de Distribución 30.1 Para la adaptación de las subestaciones de distribución se debe calcular el kVA Adaptado según la siguiente formula:

.)...(

)(

ufxpf


30.2 La máxima demanda de la subestación debe ser sustentada con un diagrama de carga de 24 horas, con intervalos de 15 minutos. 30.3 El factor de potencia (f.p.) es de 0,9 y el factor de utilización (f.u.) es igual a 0,85.

30.4 Las subestaciones se adaptan usando el valor obtenido de kVA Adaptado y el tipo de subestación, y se debe aplicar la siguiente tabla:



Tabla N° 9




<= 640 kVA y >250 kVA y 3ø Todas las SE Compacta Pedestal 3ø

<= 250 kVA y > 75 kVA y 3ø Todas las SE Biposte 3ø

<= 75 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

30.5 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. Artículo 31.- Criterios de Adaptación para la Red de Baja Tensión 31.1 Se considera principalmente los siguientes niveles de tensión:

Tabla N° 10

Tensión de línea (V)

Tipo deconexión

220 Delta 380 Estrella

31.2 Para redes aéreas, se cambian todos los conductores por su equivalente en autoportante de aluminio. 31.3 Para redes subterráneas, se verifica que el porcentaje 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 autoportantes de aluminio comenzando por las redes bifásicas de menor a mayor calibre, luego las redes de trifásicas de menor a mayor calibre y así sucesivamente hasta no superar el porcentaje indicado. 31.4 Las redes subterráneas, se cambian por su equivalente en NA2XY unipolar.

31.5 Las redes aéreas adaptadas utilizan estructuras con postes de concreto. Artículo 32.- Criterios de Adaptación para Equipos de Alumbrado Público 32.1 Se reconoce como tecnología adaptada, las lámparas de vapor de sodio y LEDs. 32.2 En el caso de Lámparas LED se reconocen las que se encuentren instaladas. 32.3 Para la adaptación de los pastorales se reconoce pastorales metálicos. 32.4 La tabla de equivalencia de equipos de alumbrado público se determina de acuerdo al criterio de flujo luminoso y se encuentra en el Numeral 3 del Anexo 6. 32.5 La cantidad de equipos de control de alumbrado público se mantiene según lo reportado distribuyéndose proporcionalmente a la longitud de red adaptada de alumbrado público aérea y subterránea por subestación. 32.6 La cantidad de postes exclusivos de la red Subterránea de Alumbrado Público es ajustada según la longitud total de red subterránea de Alumbrado Público por subestación, considerando postes de concreto de 9 m y un vano promedio de 33,33 m.



CAPÍTULO OCTAVO

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL SECTOR TÍPICO URBANO RURAL


Tabla N° 11


Tipo de conexión


33.2 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 se detalla en el Numeral 4 del Anexo 6. 33.3 La adaptación de los tramos de media tensión debe tener en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. 33.4 Las redes aéreas o subterráneas ubicadas en Zonas de Ambiente Corrosivo, se cambian por su equivalente en cobre desnudo. 33.5 Las redes aéreas o subterráneas ubicadas en Zonas de Ambiente No Corrosivo, se cambian por su equivalente en aluminio desnudo. 33.6 Las redes aéreas adaptadas utilizan estructuras con postes de concreto.

33.7 Las tablas de equivalencia para la adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico se encuentran en el Numeral 1 del Anexo 6. Artículo 34.- Criterios de Adaptación para Equipos de Protección y Seccionamiento 34.1 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 las empresas. 34.2 Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a los criterios siguientes:






Tabla N° 12







.)...(

)(

ufxpf



35.4 Para subestaciones, se adaptan usando el valor obtenido de kVA Adaptado y el tipo de subestación, y se debe aplicar la siguiente tabla:

Tabla N° 13


> 75 kVA 3ø Todas las SED Biposte 3ø

<= 75 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


Tabla N° 14


Tipo de conexión




36.2 Para redes aéreas y subterráneas, se cambian todos los conductores y cables por su equivalente en autoportante de aluminio. 36.3 Las redes aéreas adaptadas utilizan estructuras con postes de concreto. Artículo 37.- Criterios de Adaptación para Equipos de Alumbrado Público 37.1 Se reconoce como tecnología adaptada, las lámparas de vapor de sodio de hasta 70 W y LED. 37.2 En el caso de Lámparas LED se reconocen las que se encuentren instaladas y como potencia máxima 40 W. 37.3 Para la adaptación de los pastorales se reconoce pastorales reportados. 37.4 La tabla de equivalencia de equipos de alumbrado público se determina de acuerdo al criterio de flujo luminoso y se encuentra en el Numeral 3 del Anexo 6.

CAPÍTULO NOVENO

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE LOS SECTORES TÍPICOS RURAL Y SER


Tabla N° 15


Tipo de conexión


38.2 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 se detalla en el Numeral 4 del Anexo 6. 38.3 La adaptación de los tramos de media tensión debe tener en cuenta los criterios que correspondan a cada porción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren. 38.4 Las redes aéreas o subterráneas ubicadas en Zonas de Ambiente Corrosivo, se cambian por su equivalente en cobre desnudo. 38.5 Las redes aéreas o subterráneas ubicadas en Zonas de Ambiente No Corrosivo, se cambian por su equivalente en aluminio desnudo. 38.6 Las redes aéreas adaptadas utilizan estructuras con postes de madera.



38.7 Las tablas de equivalencia para la adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico se encuentran en el Numeral 1 del Anexo 6. Artículo 39.- Criterios de Adaptación para Equipos de Protección y Seccionamiento 39.1 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 las empresas. 39.2 Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a los criterios siguientes:




Tabla N° 16







.)...(

)(

ufxpf



40.4 Para subestaciones, se adaptan usando el valor obtenido de kVA Adaptado y el tipo de subestación, se debe aplicar la siguiente tabla:

Tabla N° 17


> 75 kVA 3ø Todas las SED Biposte 3ø

<= 75 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




Tabla N° 18


Tipo deconexión


41.2 Para redes aéreas y subterráneas, se cambian todos los conductores y cables por su equivalente en autoportante de aluminio. 41.3 Las redes aéreas adaptadas utilizan estructuras con postes de madera. Artículo 42.- Criterios de Adaptación para Equipos de Alumbrado Público 42.1 Se reconoce como tecnología adaptada, las lámparas de vapor de sodio de hasta 50 W y LED. 42.2 En el caso de Lámparas LED se reconocen las que se encuentren instaladas y como potencia máxima 40 W. 42.3 Para la adaptación de los pastorales se reconoce pastorales reportados. 42.4 La tabla de equivalencia de equipos de alumbrado público se determina de acuerdo al criterio de flujo luminoso y se encuentra en el Numeral 3 del Anexo 6.

CAPÍTULO DÉCIMO

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE ZONAS ESPECIALES

Artículo 43.- Criterios de Adaptación en Zonas Históricas y Monumentales 43.1 Para redes de Media Tensión, el reconocimiento de redes subterráneas sólo es efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realiza el cambio de tecnología a cables NA2XSY. En caso contrario, se reconoce las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas geográficas indicadas. 43.2 Para subestaciones de distribución, el reconocimiento de subestaciones subterráneas sólo es efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considera subestaciones del tipo compacta pedestal y compacta bóveda. En caso contrario, se reconoce las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas geográficas indicadas.



43.3 Para Redes de Baja Tensión, el reconocimiento de redes subterráneas sólo es efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se realiza el cambio de tecnología a cable NA2XY unipolar. En caso contrario, se reconoce las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios de adaptación que correspondan según las zonas geográficas indicadas.

Artículo 44.- Criterios de Adaptación por Distancias Mínimas de Seguridad 44.1 Los criterios que se indican a continuación se aplican, siempre y cuando, no se pueda cumplir con las distancias mínimas de seguridad en calles con anchos menores o iguales a 12 metros: 44.2 Para redes de Media Tensión, el reconocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes o redes subterráneas, sólo es efectivo cuando éstos se encuentren instalados. Se reconoce la tecnología adaptada que corresponda según las zonas geográficas indicadas. 44.3 Para subestaciones de distribución, el reconocimiento de subestaciones de distribución subterráneas sólo es efectivo cuando éstas se encuentren instaladas. Se considera subestaciones del tipo compacta pedestal y compacta bóveda. En caso contrario, se reconoce las subestaciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que correspondan según las zonas indicadas.

CAPÍTULO DECIMO PRIMERO

CRITERIOS DE ADAPTACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

Artículo 45.- Generalidades 45.1 El dimensionamiento de las INE adaptadas, se realizará a nivel de Unidades de Gestión (UG), considerando la estructura organizacional, número de trabajadores, número de clientes y ratios representativos de dimensionamiento de terrenos, edificaciones y vehículos. En ningún caso, este dimensionamiento debe exceder los metrados de las INE reportadas por las empresas. 45.2 El reconocimiento de los costos asociados a las INE, es determinado a partir de la revisión de la información reportada por las empresas.

Artículo 46.- Criterios de Adaptación de Terrenos 46.1 Los Terrenos para Almacén de Vehículos de Carga, se dimensionan en función al número de Vehículos de Carga (montacargas y camión grúa), determinados en el Artículo 48, multiplicado por el área de estacionamiento asignado a cada vehículo, más el área de maniobras interno.

Tabla N° 19

Vehículo Área de Estacionamiento por

equipo (m2) Área máxima de Maniobra (m2)

Montacargas 6 200

Camión Grúa 40



46.2 Los Terrenos para Almacén de Vehículos de Transporte, se dimensionan en función al número de vehículos (automóviles y camionetas), determinados en el Artículo 48, multiplicado por el área de estacionamiento del equipo, más el área de maniobras interno.

Tabla N° 20

(*) Se comparten las áreas de maniobra con el almacén de equipos.

46.3 Los Terrenos para Oficinas, se dimensionan en base a las áreas de oficinas determinadas en función de la cantidad de trabajadores de la UG. Dependiendo del tipo de UG se asignan los pisos respectivos de construcción. 46.4 En la sede empresarial, se consideran edificaciones verticales de hasta 1400 m2 por piso (oficinas, salas de reuniones, atención al público, recepción, laboratorio de medidores, centro de control, áreas de tránsito, baños, comedor, servicios médicos asistenciales y ascensores). En las unidades de negocio, se consideran edificaciones verticales de hasta 700 m2 por piso y en los servicios eléctricos se consideran edificaciones verticales de hasta 300 m2.

Tabla N° 21

Adicionalmente, se considera un 30% del área destinada como terreno para oficinas como áreas libres (jardines, accesos y estacionamientos para visitantes).

46.5 Los Terrenos para Centros de Atención al Público, se dimensionan en base a las áreas de centros de atención determinadas en función de la cantidad de trabajadores y clientes de la UG. 46.6 Para locales de uso exclusivo de atención al público (centros de cobranza, informes y recepción de reclamos), el dimensionamiento del terreno considera edificaciones de hasta 200 m2 (oficinas, áreas de atención al público, recepción, áreas de tránsito y baños).

Tabla N° 22

Adicionalmente, se considera un 30% del área destinada como terreno para áreas libres (jardines, accesos y estacionamientos para visitantes).

46.7 Para Otros Terrenos, se consideran a los almacenes de materiales y almacenes de desechos.

Vehículo Área de Estacionamiento

por vehículo (m2)

Área máxima de Maniobra

(m2)

Automóvil 15 150

Camioneta 15

Terrenos para oficinas Área de edificación vertical por piso (m2)

Sede empresarial 1400

Unidad de Negocio 700

Servicio Eléctrico 300

Cantidad de clientes de la UG(miles)

Tipo de Centro de Atención

Cada 200 Tipo 1 – 200 m2

De 100 a 199 Tipo 2 – 100 m2

De 0 a 100 Tipo 3 – 60 m2



Tabla N° 23

Almacén Área (m2)

Sede Unidad de Negocio Servicio Eléctrico

Materiales 400 200 100

Desechos 100 50 20

Artículo 47.- Criterios de Adaptación de Edificaciones y Construcciones

47.1 Almacén de Vehículos de Carga.- Para el dimensionamiento del almacén de vehículos de carga (montacargas y camión grúa), se considera una edificación horizontal equivalente al área resultante del número de equipos según tabla adjunta.

Tabla N° 24

Vehículo Estacionamiento (m2)

Montacargas 6

Camión Grúa 40

47.2 Almacén de Vehículos de Transporte.- Para el dimensionamiento del almacén de vehículos (automóviles y camionetas), se considera una edificación horizontal con techo de estructura metálica y cobertura de planchas de fibra de vidrio, equivalente al área resultante del número de vehículos según tabla adjunta.

Tabla N° 25

47.3 Oficinas.- Para el dimensionamiento de las edificaciones de oficinas, se calculan las áreas según las siguientes tablas.

Tabla N° 26

Áreas de trabajo

Área (m2)

Gerente Sub

Gerente Jefe de

Área Profesionales

Técnicos y Asistentes

administrativos

Criterio de aplicación

Oficinas 20 15 15 3 2 por empleado

Sala de reunión 30 20 20 por

funcionario

Baños 5 4 3

por funcionario

Hombres Mujeres Mixto Área (m2)

De 1 a 6 empleados 1L + 1U+ 1l 6

De 7 a 20 empleados 1L + 1U + 1I 1L + 1I 12



Por cada 60 empleados adicionales

1L + 1U + 1I 1L + 1I 12

L: Lavatorio U: Urinario I: Inodoro

Vehículo Estacionamiento (m2)

Automóvil 15

Camioneta 15



Tabla N° 27

Áreas de trabajo Área (m2)

Cobranza Atención

presencial Baños Almacén


Atención al público 2 4 por empleado

6 4 total

Recepción 20 total

Áreas de tránsito 2,50 por empleado

Laboratorio de medidores 50 total

Centro de Control 50 total

Comedor 20 m2 + (1,25 m2 por comensal) máximo 40 comensales

Servicios médicos asistenciales 12 total

Ascensores 12 m2 por piso a partir del 5°

piso

Adicionalmente, se considera un 30% del área destinada como edificación para áreas de tránsito al interior de las edificaciones.

47.4 Centros de Atención al Público.- El dimensionamiento de los centros de atención al público se realiza tomando en cuenta el número de clientes adscritos al centro de atención y se ha diseñado para cada caso la cantidad de personal y el número de atenciones efectivas en un mes. Aplicable para locales de uso exclusivo de atención al público (centros de cobranza, informes y recepción de reclamos). Para el dimensionamiento se calculan las áreas según las siguientes tablas.

Tabla N° 28

Centro de Atención Tipo 1

Descripción Personas Área Unitario Área (m2)

Área de Atención al Público

30 clientes en sala espera 30 5 150

Personal

Atención al Público ventanilla 4 5 20

Atención al Público módulos 2 5 10

Jefe de oficina 1 5 5

Asistente administrativo 1 5 5

Baño 6

Almacén 4

Área total requerida (m2) 200



Tabla N° 29





Personal





Baño 6

Almacén 4


Tabla N° 30





Personal





Baño 6

Almacén 4


47.5 Otros Edificios y Construcciones.- Se consideran a los almacenes de materiales y desechos. Para el dimensionamiento se calculan las áreas según la siguiente tabla.

Tabla N° 31

Almacén Área (m2)

Sede Unidad de Negocio

Servicio Eléctrico

Materiales 200 100 50

Artículo 48.- Criterios de Adaptación de Vehículos de Transporte y Carga

Los criterios de dimensionamiento de los vehículos de transporte y carga son los siguientes:

1.- Vehículos Administrativos



Tabla N° 32

Áreas de trabajo Cantidad de vehículos (unidad)

Gerente Sub

Gerente Jefe de

Área Profesionales

Técnicos y Asistentes


Automóvil 1 1 por funcionario

Camioneta pick up 1 por gerencia de

línea

2.- Vehículos Operativos

Tabla N° 33


Operaciones distribución

Ingeniería y Obras

Actividades comerciales

Criterio de aplicación por UG

Camioneta pick up 4x2 1 <10000 clientes

Camioneta pick up 4x4

1 >10000 - <25000

clientes

1 1 >25000 - <50000

clientes

1 1 1 >50000 - <100000

clientes

2 1 2 Cada 100000

clientes

Camión Grúa para mantenimiento de Alumbrado Público

1 >10000 - < 50000

clientes

1 cada 50000 clientes

adicionales

Camión para Trabajos Con Tensión (*)

1 >30000 - < 100000

clientes

1 cada 100000

clientes adicionales (*) Se reconoce siempre y cuando la empresa haya adquirido el vehículo.

3.- Vehículos de Carga

Tabla N° 34


Operaciones distribución

Ingeniería y Obras

Actividades comerciales

Criterio de aplicación por UG

Montacargas 1 Cada 100000

clientes

Camioneta pick up 4x2 1 <10000 clientes

Camioneta pick up 4x4

1 >10000 - <25000

clientes

1 1 >25000 - <50000

clientes

1 1 1 >50000 - <100000

clientes

2 1 2 Cada 100000

clientes adicionales

4.- Otros Vehículos, se reconocen siempre y cuando la empresa demuestre la

existencia de los mismos, que tengan vigencia tecnológica y que además sean necesarios para las actividades de distribución eléctrica.

Artículo 49.- Criterios de Adaptación de Equipos

49.1 Los Equipos de Oficina se asignan de acuerdo con el rango jerárquico de los trabajadores, según la siguiente tabla.



Tabla N° 35

Recurso Humano

Mobiliario (unidad)

Escritorio gama alta

+ sillón

Escritorio simple +

sillón

Mesa de reuniones + 4 sillas

Kit de 2 sillas

adicionales Credenza


Gerente 1 1 1 1

por cada recurso humano

Sub gerente 1 1 1 1

Jefe de área 1 1

Profesional 1

Técnico 1

Asistente administrativo

1 1

49.2 Los Equipos de Tecnología de Información y Comunicaciones, se reconocen siempre y cuando la empresa demuestre la existencia de los mismos, tengan vigencia tecnológica y sean necesarios para las actividades de distribución eléctrica. 49.3 Los Equipos de computación personal se reconocen según el siguiente cuadro:

Tabla N° 36

Recurso Humano

Equipo (unidad)

Laptop PC Monitor

24” Teléfono Móvil

Impresora multifuncional


Gerente 1 1 1 1 por cada recurso humano Sub gerente 1 1 1 1

Jefe de área 1 1 1

1 Cada 15

trabajadores

Profesional 1 1

Técnico 1 1

Asistente administrativo

1 1

49.4 Los Productos de software para la gestión de las empresas, se evalúan en base a la información presentada por las empresas. La adaptación reconoce los productos necesarios para la gestión de las empresas, asociando para cada producto de software, su hardware, sistema operativo, base de datos, servidor de aplicaciones y cantidad de licencias.



Tabla N° 37

Software Hardware Sistema

Operativo Base de Datos

Servidor de Aplicaciones

Cantidad de Licencias

Sistema Comercial - CMS

Lista de servidores

con sus características

técnicas

Licencias de Sistemas

Operativos de las

aplicaciones

Licenciamiento de Bases de Datos

de las aplicaciones

Licenciamiento de Servidores

de Aplicaciones

Licencias

de las aplicaciones

Módulos

Facturación

Cobranzas

Atención al Usuario / CRM

Pérdidas de Energía

Gestión de Medidores

Gestión de Ordenes de Trabajo

Gestión de la medida MDC/MDM

Reportes Normativos Regulatorios

Sistema de Operaciones - OMS/DMS

Módulos

Sistemas GIS

Interrupciones no programadas

Interrupciones programadas

Gestión de órdenes de trabajo

Reportes Normativos Regulatorios

Sistema de Mantenimiento - EAM

Lista de servidores

con sus características

técnicas

Licenciamiento Sistemas

Operativos de las

aplicaciones

Licenciamiento de Bases de Datos

de las aplicaciones

Licenciamiento de Servidores

de Aplicaciones

Licenciamiento

de las aplicaciones

Módulos Planificación de Mantenimiento

Gestión de órdenes de trabajo

Sistema Scada

Sistema ERP

Módulos

Finanzas / Contabilidad

Compras / Logística

Recursos Humanos / Planilla

Inventario

Ofimática

Módulos

Office

Mail

Seguridad

Mesa de Ayuda

Otros Sistemas

Módulos Flujo de Potencia

Aplicaciones CAD



Disposiciones Transitorias Primera.- El año 2018, las empresas de distribución eléctrica deben remitir los diagramas de carga de las Salidas MT, de por lo menos un día típico (24 horas cada 15 minutos) del año anterior. En las posteriores entregas de información deben presentar el diagrama de carga anual del periodo correspondiente. Segunda.- A partir del año 2020, las empresas de distribución eléctrica deben remitir los diagramas de carga de las subestaciones de distribución, de por lo menos un día típico (24 horas cada 15 minutos) del año anterior.

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 : Tablas de Equivalencia

ANEXO 1

PAUTAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA

INFORMACIÓN

División de Distribución Eléctrica - GRT

Anexo 1 Página 1 de 21

PAUTAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA INFORMACIÓN 1. Pautas para el Relevamiento de la Información

1.1. Es principio fundamental la no validez de una doble inclusión de ningún componente o subcomponente. Nada debe estar repetido o duplicado pues no se permite un doble reconocimiento.

1.2. El orden de asignación de los componentes y subcomponentes es el siguiente:

1.- Se asignan las redes de media tensión (MT) y sus estructuras. 2.- Luego se sigue con las redes de servicio particular (SP). 3.- Finalmente, las redes de alumbrado público (AP).

1.3. Si se encuentra estructuras que pertenecen a MT, pero son usadas también por otras

redes, estas estructuras quedan asignadas a MT. Igual ocurre con estructuras que están siendo usadas por redes SP y AP, pues las estructuras quedan asignadas a SP.

1.4. Son criterios para el relevamiento de la información 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, entre otros.

1.5. Casos modelo de relevamiento de la información:

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”.

Gráfico N° 1

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 es considerada en el metrado correspondiente a la red aérea servicio particular.

SPAP

Estructura “P”

Red : SPAP sobre estructura SP

Estructura : SP

SPAP

Estructura “P”

Red : SPAP sobre estructura SP

Estructura : SP



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”.

Gráfico N° 2

Tratándose de una red aérea alumbrado público con estructuras exclusivas, el metrado de las estructuras es 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”.

Gráfico N° 3

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 es considerada en el metrado correspondiente a la red subterránea alumbrado público.

AP

Estructura “P”

Red : APEstructura : AP

AP

Estructura “P”

Red : APEstructura : AP

Estructura “P”

SPAP

Red : SPAP en zanja SP

Estructura : AP

Estructura “P”

SPAP

Red : SPAP en zanja SP

Estructura : AP



Caso 4: Red Aérea SP Se tiene: A1.1 Red aérea servicio particular. A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se reporta la estructura “P”.

Gráfico N° 4

Al tratarse de una red aérea servicio particular en estructuras exclusivas, el metrado de las estructuras es 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.

Gráfico N° 5

SP

Estructura “P”

Red : SPEstructura : SP

SP

Estructura “P”

Red : SPEstructura : SP

SPAP

Estructura “P” (MT)

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

Estructura : MT

SPAP



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.

Gráfico N° 6

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. 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”.

AP


Red : AP (tipo E)Estructura : MT

AP


Red : AP (tipo E)Estructura : MT



Gráfico N° 7

Cuando se tengan varias redes de servicio particular y alumbrado público sobre una misma estructura, el metrado de las estructuras debe ser considerado en la red aérea servicio particular, en tanto que para el resto de redes (otras de servicio particular y alumbrado público) se considera que comparten la estructura y se reporta 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).

Gráfico N° 8

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 debe ser reportada como tipo E (sin estructura o red compartida).

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)

SPSP

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

Nodo


SP

AP

Nodo




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.

Gráfico N° 9

Se generan dos tramos, uno que incluye el segmento con longitud V1 y un nuevo tramo que incluye o tiene la longitud 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”.

Gráfico N° 10

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

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.

Gráfico N° 11

Las estructuras son 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.

Gráfico N° 12

Las estructuras son consideradas en el metrado correspondiente a la red aérea servicio particular.

AP

Red : AP red aéreaAP red subterránea (cruce)

Estructuras : AP

AP

AP

Red : AP red aéreaAP red subterránea (cruce)

Estructuras : AP

AP

Red : SP (V1) AP sobre estructura SP (V1)

Nodo

V1

Red : SP (V1) AP sobre estructura SP (V1)

Nodo

V1



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”.

Gráfico N° 13

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 debe 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. En los campos de código VNR de la tabla “Tramo de Baja Tensión” se repite 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).

Tabla N° 1 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).

Tabla N° 2 Código Sección Subcomponente

CS010210 3x10 mm2 SP CS010210 2x10 mm2 AP sobre estructura SP

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”



Las estructuras en este caso son compartidas y son 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 y constituyen un tipo dentro de las 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 remiten de manera referencial para las instalaciones eléctricas existentes. No se consideran como parte del sistema económicamente adaptado. Caso 16: 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.

Gráfico N° 14

Para el caso de los Sistemas Eléctricos Rurales (SER)

Gráfico N° 15

Sistema Eléctrico 3



Centro de Transformación

AT/MT

SER 1

SER 2



Caso 17: 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 está compuesto por redes de media tensión, subestaciones y redes de baja tensión.

Gráfico N° 16

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

Gráfico N° 17



Caso 18: Redes de Terceros El reporte de la información de las instalaciones de terceros, relacionada con las redes, es de carácter opcional sólo en los casos que no sean utilizadas para atender a los usuarios del servicio público de electricidad. Caso 19: Nodos de enlace MT Los nodos de enlace MT son elementos auxiliares utilizados para establecer la conectividad de la red MT a través de los tramos MT y subestaciones de distribución, sin embargo, es posible prescindir de ellos siempre que la ubicación de la SED se encuentre sobre el extremo del tramo de red MT que ingresa o sale de la misma. El siguiente esquema muestra las diversas posibilidades que existen para reportar instalaciones de la red MT, utilizando nodos de enlace o prescindiendo de ellos.

Gráfico N° 18



2. Pautas para el Tratamiento de la Información Geográfica

2.1. Cada empresa de acuerdo a su zona de concesión puede tener sus redes dentro de una o más zonas de coordenadas UTM; se presentan los siguientes casos:

1.- La información de la empresa se encuentra dentro de una sola zona de

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

2.- La información de la empresa abarca más de una zona de coordenadas UTM. En

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

2.2. 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.

Gráfico N° 19

2.3. Cuando se remita la información de polilíneas, la empresa debe informar las coordenadas de los vértices en forma secuencial, partiendo del primer vértice hasta el último vértice.

2.4. Cuando se remita la información de polígonos, las coordenadas del primer vértice y del último vértice deben ser los mismos. Si la empresa informa los vértices como si se tratara de una polilínea no cerrada, entonces se convierte dicha polilínea en polígono.

2.5. Si la empresa, dentro de su información maneja círculos y/o arcos conjuntamente con polilíneas, entonces debe convertir dichas geometrías a polilíneas.

2.6. Centro de Transformación / Central de Generación Aislada / Centro de Generación

distribuida

El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa debe informar la coordenada UTM de dicho punto.

Tolerancia

No coincideCoincide

Tolerancia

No coincideCoincide



2.7. Salida de Media Tensión

a) El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa debe

informar la coordenada UTM de dicho punto. b) Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, en cada Salida de MT

se debe especificar el código del Centro de Transformación/Central de Generación al cual pertenece.

c) El punto que representa su ubicación no debe estar a más de 50 m del punto que representa la ubicación del Centro de Transformación/Central de Generación al cual pertenece dicha Salida de MT. Para el caso de las salidas de tipo AS (alimentador secundario) y SER (sistema eléctrico rural) no se aplica esta restricción.

d) Las ubicaciones (puntos) de las distintas Salidas de MT de un mismo Centro de Transformación/Central de Generación deben estar separadas entre sí.

e) Para el caso de Salidas de MT de los tipos Secundaria o SER se debe especificar el código de la Salida MT al que pertenece.

2.8. Tramo de Media Tensión

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

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

b) Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, se deben de tener las siguientes consideraciones: 1.- En cada Tramo de MT se debe especificar el código de la Salida de MT de la

cual se alimenta. En el caso de los Tramos de MT aguas abajo de Salidas de MT de los tipos Secundario o SER, se asocian a dichas salidas.

2.- 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, incluso si se trata de tramos asociados a Salidas de MT Secundarias o SER; en este caso el primer tramo tiene como tramo padre al tramo al cual se conecta la Salida MT Secundaria o SER, como se muestra en la figura siguiente:



Gráfico N° 20

c) Para garantizar la conectividad gráfica de los Tramos de MT se deben tener las siguientes consideraciones: 1.- Para los tramos que son el inicio del circuito de la distribución primaria, el vértice

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

2.- 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, debe coincidir con el vértice final de la polilínea que representa al tramo padre de dicho tramo.

3.- 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.

4.- En caso la empresa haya optado por no utilizar nodos de enlace, entonces 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 la subestación.

Gráfico N° 21

3

1 2

4 5

6

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

Salida de Media Tensión

CT

Cod Tramo

Cod Tramo Padre

1 0

2 1

3 2

4 1

5 4

6 4Salida de

Media TensiónSecundaria o

SER

(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



2.9. Equipo de Protección y Seccionamiento

a) El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa debe informar la coordenada UTM de dicho punto.

b) Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa debe informar por cada equipo el código del tramo de media tensión sobre el cual está instalado.

c) Para garantizar la conectividad gráfica, se debe considerar que si el equipo se encuentra en la red, entonces la coordenada del punto que representa la ubicación del equipo debe coincidir con un punto que pertenece a la polilínea que representa al tramo de media tensión sobre el cual está instalado.

d) Si el equipo de protección se encuentra ubicado en una SED se debe especificar el código de la SED y el código del tramo de MT al cual se encuentra conectado; su ubicación debe coincidir con el extremo del tramo de MT que llega o sale de la subestación.

e) Si se tiene en cuenta la forma que algunas empresas de distribución representan los equipos de media tensión, es decir a través de una línea, se debe proceder de acuerdo a lo siguiente:

Gráfico N° 22

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

Tabla N° 3 Tramo 01 Equipo de MT Tramo 02 Coord. 11 Coord. 12 Coord. 21 Coord. 12 Coord. 21 Coord. 22

La información a remitir al Osinergmin se estructura de la siguiente manera:

Tabla N° 4 Tramo 01 Equipo de MT Tramo 02 Coord. 11 Coord. 12 Coord. 12 Coord. 12 Coord. 22

2.10. Nodo de Enlace MT

a) Este elemento representa al punto de interconexión entre la subestación y la red

de media tensión. b) El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa debe

informar la coordenada UTM de dicho punto. c) Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa debe 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.

d) Para garantizar la conectividad gráfica, la empresa debe tener las siguientes consideraciones:

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



1.- El punto que representa su ubicación no debe estar a más de 5 m del punto que representa la ubicación de la subestación a la cual pertenece.

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

Gráfico N° 23

2.11. Subestación

a) El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa deberá informar la coordenada UTM de dicho punto.

b) Para el caso de las Subestaciones Convencionales y Compacta Bóveda, el tipo de geometría que representa su superficie es un POLÍGONO, para lo cual la empresa deberá informar las coordenadas de los vértices de dicho polígono.

2.12. Salida de Baja Tensión

c) El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO, para lo cual la empresa debe

informar la coordenada UTM de dicho punto. d) Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, en cada Salida de BT,

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

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

deben estar separadas entre sí.

2.13. Tramo de Baja Tensión

a) El tipo de geometría que lo representa es una o varias POLILÍNEA(S) para servicio particular (SP, SP sobre SP), alumbrado público y neutro, para lo cual la empresa debe informar las coordenadas UTM de cada uno de los vértices que conforman dicha polilínea.

b) Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, se deben de tener las siguientes consideraciones: 1.- En cada Tramo de BT se debe especificar el código de la Salida de BT de la

cual se alimenta. 2.- En cada Tramo de BT 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 baja tensión, como se muestra en la figura siguiente:

Tramos de Media Tensión

Nodos deEnlace MT

Subestación

Tramos de Media Tensión

Nodos deEnlace MT

Subestación



Gráfico N° 24

c) Para garantizar la conectividad gráfica de los Tramos de BT se deben de tener las siguientes consideraciones:

d) Para los tramos que son el inicio del circuito de la distribución secundaria, el vértice inicial de la polilínea que representa al tramo debe coincidir con el punto que representa la ubicación de la salida de baja tensión.

e) 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 debe 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:

Gráfico N° 25

2.14. Acometida

a) El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍNEA, para lo cual la empresa debe informar las coordenadas UTM de cada uno de los vértices que conforman dicha polilínea.

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

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

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

(Caso 1)(Caso 2)

Tramo 01 Tramo 02

Salida de BajaTensión T

ram

o 03

Subestación

(Caso 1)(Caso 2)

Tramo 01 Tramo 02

Salida de BajaTensión T

ram

o 03

Subestación



2.15. Punto de Conexión de Suministros


b) Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa debe informar por cada Punto de Conexión de Suministros el código de la acometida del cual se alimenta.

c) Para garantizar la conectividad gráfica, la coordenada del punto que representa la ubicación del Punto de Conexión de Suministros debe coincidir con el vértice final de la Acometida de la cual se alimenta.

2.16. Equipo de Alumbrado Público


informar la coordenada UTM de dicho punto. b) Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, en cada Equipo de

Alumbrado Público se debe especificar el código de tramo de baja tensión del cual se alimenta.

c) El punto que representa su ubicación no debe estar a más de 2 m de la polilínea que representa el tramo de baja tensión del cual se alimenta.

2.17. Equipo de Control de Alumbrado Público


informar la coordenada UTM de dicho punto. b) Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empresa debe informar por cada

Equipo de Control de AP el código de la Salida de BT a la cual pertenece.

2.18. Estructura


b) Para garantizar la conectividad alfanumérica de los datos, se deben tener las siguientes consideraciones: 1.- Si la estructura soporta a un tramo de baja tensión, entonces debe especificar

el código de tramo de baja tensión al cual soporta. 2.- Si la estructura soporta a un tramo de media tensión, entonces debe especificar

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

que representa el tramo de baja tensión y/o media tensión al cual soporta.

2.19. Predios

a) Se considera como predios a todos los terrenos, edificios y/o construcciones. b) El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGONO, para lo cual la empresa

debe informar las coordenadas de los vértices de dicho polígono.

2.20. Tramo de Vía

El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍNEA, para lo cual la empresa debe informar las coordenadas UTM de cada uno de los vértices que conforman dicha polilínea.



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

2.22. Manzana

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

2.23. Zonas Monumentales o Históricas

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

2.24. 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. Pautas para el Tratamiento de las Altas y Bajas

3.1. Comprende las actividades, que efectúan las empresas, relacionadas con la actualización del registro de altas y bajas de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes.

3.2. El proceso de Alta se da por la inclusión de nuevas instalaciones eléctricas y no

eléctricas debido a las siguientes razones:

a) Por reforzamiento de la red. b) Por reemplazo de instalaciones producto de mejoras tecnológicas. c) Por la ejecución de obras o instalaciones nuevas.

3.3. El proceso de Baja se presenta cuando la empresa retira instalaciones existentes, lo

cual puede ocurrir por las siguientes razones:

a) Por reforzamiento de la red. b) Por reemplazo de instalaciones producto de mejoras tecnológicas. c) Por renovación debido al cumplimiento de la vida útil de la instalación.

3.4. El cambio de un equipo por otro similar, sea por mantenimiento o falla, no es

considerado como alta.

3.5. 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.

3.6. El manejo de las altas y las bajas es a través del indicador de estado, complementándolo con la fecha de puesta en servicio y la fecha de retiro o baja.

3.7. A continuación, se desarrollan algunos casos para ilustrar el tratamiento de las altas

y bajas:



Caso 1: Eliminación de Elemento Existente a) Se le asigna fecha de retiro. b) Se asigna estado “Eliminado” (X). c) No implica la eliminación física del registro en la base de datos.

Tabla N° 5 CodSED Alimentador CodVNR Potencia Fecha de

Puesta Servicio

Fecha de Retiro(*)

Estado CodSED Alimentador CodVNR Potencia Fecha de Puesta

Servicio

Fecha de Retiro(*)

Estado

SE001 PTE01 SM00501 5 10/04/1996 E SE001 PTE01 SM00501 5 10/04/1996 E

SE002 PTE01 SB01502 30 10/04/1996 E SE002 PTE01 SB01502 30 10/04/1996 06/01/2017 X


SE004 PTE01 SB01503 45 06/10/1985 E SE004 PTE01 SB01503 45 06/10/1985 E



SE007 PTE02 SC10004 100 25/04/2005 E SE007 PTE02 SC10004 100 25/04/2005 E

SE008 PTE02 SV03704 37 30/05/2008 E SE008 PTE02 SV03704 37 30/05/2008 E



(*) La Fecha de Retiro se usa cuando se elimina un Elemento Caso 2: Incorporación de Nuevos Elementos a) Implica la creación de un nuevo registro con todas las características (atributos)

correspondientes al elemento que se crea. b) Se le asigna fecha de incorporación del activo. No tiene fecha de retiro. c) Se le asigna estado “Nuevo” (N).

Tabla N° 6 CodTramo Alimentador CodVNR Longitud Fecha de Puesta

Servicio Fecha de Retiro(*)

Estado

TR001 PTE01 CU03503 91,20 06/10/1985 E

TR002 PTE01 AA07003 102,00 01/01/1997 E

TR003 PTE01 CU03503 80,25 06/10/1985 E

TR004 PTE01 AA07003 301,25 01/01/1997 E

TR005 PTE01 CU03503 103,21 06/10/1985 E

TR006 PTE01 AA07003 280,65 01/01/1997 E

TR007 PTE02 CU03503 200,24 06/10/1985 E

TR008 PTE02 AA07003 101,43 01/01/1997 E

TR009 PTE02 CU03503 412,05 06/10/1985 E

TR010 PTE02 AA07003 500,00 01/06/2017 N

(*) La Fecha de Retiro se usa cuando se elimina un Elemento Caso 3: Reemplazo de Equipos (equipos de características distintas) a) Corresponde a los cambios por mantenimiento, falla, siniestro, fin 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), que es diferente al retiro.

b) Estos cambios pueden relacionarse con cambios en el código VNR del equipo (o elemento), estableciéndose como regla: un reemplazo de un elemento por otro con valor diferente debe considerarse como la baja del equipo retirado y el alta del nuevo elemento.

c) Implica asignar el estado de “Eliminado” (X) al equipo o elemento dado de baja, asignando la fecha de retiro y crear un nuevo registro con estado “Nuevo” (N).



Tabla N° 7 CodSED Alimentador CodVNR Potencia Fecha de

Puesta Servicio

Fecha de Retiro(*)

Estado CodSED Alimentador CodVNR Potencia Fecha de Puesta

Servicio

Fecha de Retiro(*)

Estado


SE002 PTE01 SB01502 30 10/04/1996 06/01/2017 X SE002 PTE01 SB01502 30 10/04/1996 06/01/2017 X


SE004 PTE01 SB01503 45 06/10/1985 E SE004 PTE01 SB01503 45 06/10/1985 01/08/2017 X



SE007 PTE02 SC10004 100 25/04/2005 E SE007 PTE02 SC10004 100 25/04/2005 E




SE011 PTE01 SB05004 50 01/08/2017 N

(*) La Fecha de Retiro se usa cuando se elimina un Elemento Caso 4: Reemplazo de Equipos (equipos de características idénticas)

No tiene implicancias en la asignación del costo VNR. Se modifica la fecha de puesta en servicio únicamente, para un control de antigüedad.

3.8. Variación de Estados de las Instalaciones

Al ser registrado por primera vez un elemento de la infraestructura, el estado que debe asumir es nuevo (N), estado que mantiene hasta el siguiente proceso de aprobación de Altas y Bajas. Luego de esta aprobación debe ser cambiado al estado existente (E), estado que debe mantener durante las aprobaciones siguientes hasta el momento que sea eliminado (X) o modificado (M). Al asumir el estado de eliminado, éste puede ser retirado físicamente de la base de datos, al inicio del siguiente proceso de aprobación de Altas y Bajas. De igual manera, para las siguientes aprobaciones, la información proveniente de las empresas debe estar debidamente codificada, identificando cada elemento como Nuevo (N), Modificado (M), Existente (E) o Eliminado (X).

ANEXO 2

LISTA DE CÓDIGOS VNR



Tabla N° 1

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"

AP05003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA PROTEGIDO 3x50 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





























Tabla N° 2

Grupo 1 MEDIA TENSIÓN Componente A RED AÉREA Subcomponente A2 RED AÉREA - NEUTRO


AA01604 CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x16 mm2






CU01004 CONDUCTOR NEUTRO DE COBRE 1x10 mm2







Tabla N° 3

Grupo 1 MEDIA TENSIÓN 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










NA05003 RED SUBTERRANEA CABLE NA2XSY 3x50 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












Tabla N° 4

Grupo 1 MEDIA TENSIÓN Componente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Subcomponente C1 INTERRUPTORES


IN063401013 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, In = 630 A, Icc = 40 kA, 10 kV

IN063311013 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, In= 630 A, Icc = 31,5 kA, 10 kV

IN063252313 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, In = 630 A, Icc = 25 kA, 22,9 kV

IN063311023 INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, In = 630 A, Icc = 31,5 kA, 10 kV

IN040161033 INTERRUPTOR PEQUENO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, In = 400 A, Icc = 16 kA, 10 kV

IN040311033 INTERRUPTOR PEQUENO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, In = 400 A, Icc = 31,5 kA, 10 kV




IN063122333 INTERRUPTOR PEQUENO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, In = 630 A, Icc = 12,5 kA, 22,9 kV

IN080162333 INTERRUPTOR PEQUENO VOLUMEN DE ACEITE, TRIPOLAR, In = 800 A, Icc = 16 kA, 22,9 kV

IN125311053 INTERRUPTOR NEUMATICO, TRIPOLAR, In = 1250 A, Icc = 31,5 kA, 10 KV

IN125401053 INTERRUPTOR NEUMATICO, TRIPOLAR, In = 1250 A, Icc = 40 kA, 10 kV

IN040401073 INTERRUPTOR CORTE EN ACEITE, TRIFASICO, In = 400 A Icc = 40 kA, 10 kV

IN040312373 INTERRUPTOR CORTE EN ACEITE, TRIFASICO, In = 400 A Icc = 31,5 kA, 22,9 kV

IN063311023 INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, INTEGRADO, In = 630 A, Icc = 31,5 kA,10 kV



Tabla N° 5

Grupo 1 MEDIA TENSIÓN Componente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Subcomponente C2 SECCIONADORES


SC040001013 SECCIONADOR BAJO CARGA, SF6, TRIPOLAR, In = 400 A, 10 kV

SC063001013 SECCIONADOR BAJO CARGA, SF6, TRIPOLAR, In = 630 A, 10 kV

SC063001023 SECCIONADOR BAJO CARGA, SOPLADO AUTONEUMATICO, TRIPOLAR, In = 630 A, 10 kV

SE040001011 SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 400 A, 10 kV



SE040002311 SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 400 A, 22,9 kV

SF005001011 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, In = 50 A, 10 kV








SF010001023 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, In = 100 A, 10 kV, CORROSION




SF005002311 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, In = 50 A, 22,9 kV









SF020002323 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, In = 200 A, 22,9 kV, CORROSION







SF010001021 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), BAJO CARGA, UNIPOLAR x 1, In = 100 A, 10 kV

SF020002321 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), BAJO CARGA, UNIPOLAR x 1, In = 200 A, 22,9 kV

SC063001043 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, In = 630 A, 10 kV

SC063002343 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, In = 630 A, 22,9 kV

SL005002313 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, In = 50 A, 22,9 kV

SL020001013 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, In = 200 A, 10 kV



FU010002321 FUSIBLE EXPULSION, UNIPOLAR, In = 100 A, 22,9 kV

FU020002321 FUSIBLE EXPULSION, UNIPOLAR, In = 200 A, 22,9 kV

CA063001011 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 3 VIAS, In = 630 A, 10 kV

DB000001033 DERIVACION TIPO BOVEDA 10 kV

DP000001043 DERIVACION TIPO PEDESTAL 10 kV

CE000001053 CELDA EXTERIOR DE PROTECCION Y SECCIONAMIENTO 10 kV

Tabla N° 6

Grupo 1 MEDIA TENSIÓN Componente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Subcomponente C3 RECONECTADORES


RE005041011 RECONECTADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, In = 50 A, Icc = 4 kA, 10 KV



RE005041013 RECONECTADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, In = 50 A, Icc = 4 kA, 10 kV








RE063082313 RECONECTADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, In = 630 A, Icc = 8 kA, 22,9 kV

RE063122313 RECONECTADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPOLAR, In = 630 A, Icc = 12,5 kA, 22,9 kV

RE063311023 RECONECTADOR INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, In = 630 A, Icc = 31,5 kA, 10 kV, CONTROL ELECTRONICO

RE040402323 RECONECTADOR INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, In = 400 A, Icc = 40 kA, 22,9 kV, CONTROL ELECTRONICO

RE063402323 RECONECTADOR INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, In = 630 A, Icc = 40 kA, 22,9 kV, CONTROL ELECTRONICO

RE080401023 RECONECTADOR INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, In = 800 A, Icc = 40 kA, 10 kV, CONTROL ELECTRONICO

RE080402323 RECONECTADOR INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, In = 800 A, Icc = 40kA, 22,9 kV, CONTROL ELECTRONICO



Tabla N° 7 Grupo 1 MEDIA TENSIÓN Componente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO Subcomponente C4 OTROS


PA000002311 PARARRAYOS TIPO AUTO VALVULA x 1, INCL. ACCES. DE INSTAL, 22,9 kV



BC005001061 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3x50 kVAR, 10-15 kV



BC010001061 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 100 kVAR, 10-15 kV





BR010001071 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 2, MONOFASICO, In = 100 A, 10 kV CONTROL ELECTRONICO

BR020001072 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 2, MONOFASICO, In = 200 A, 10 kV, CONTROL ELECTRONICO

BR020001073 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 3, MONOFASICO, In = 200 A, 10 kV, CONTROL ELECTRONICO

Tabla N° 8

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


















































Tabla N° 9

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


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
















































Tabla N° 10

Grupo 2 SUBESTACIONES Componente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT Subcomponente A2 SED AÉREA BIPOSTE


SB00503 S.E. AEREA BIPOSTE 3x5 kVA












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
















































Tabla N° 11

Grupo 2 SUBESTACIONES Componente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT 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)





























Tabla N° 12

Grupo 2 SUBESTACIONES Componente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT Subcomponente A4 SED COMPACTA PEDESTAL


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



























Tabla N° 13

Grupo 2 SUBESTACIONES Componente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT 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)



Tabla N° 14

Grupo 2 SUBESTACIONES 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

Tabla N° 15

Grupo 2 SUBESTACIONES Componente B OTRAS SUBESTACIONES Subcomponente B2 SE DE SECCIONAMIENTO


SES0001 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO



Tabla N° 16

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA 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















Tabla N° 17

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA 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



















Tabla N° 18 Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA Subcomponente A1.3 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR - SOBRE ESTRUCTURA SP








































































































































































































































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













Tabla N° 19 Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA 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

















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



















































Tabla N° 20 Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA Subcomponente A3 RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE ESTRUCTURA AP





































































































CT00131 CONDUCTOR TIPO TWT BIPLASTO 1,5 mm2 (BIPOLAR)


























































Tabla N° 21

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA 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

CR400067 CORONA METALICA DE 06 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W HALOGENURO





FA07002 FAROLA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO

FA07007 FAROLA CON LAMPARA DE 70 W HALOGENURO

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

FA07022 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 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




LU02009 LUMINARIA CON LAMPARA AHORRADORA DE 20 W

LU04005 LUMINARIA CON LAMPARA DE 40 W FLUORESCENTE

LU05002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO




LU07007 LUMINARIA CON LAMPARA DE 70 W HALOGENURO

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


RF15007 REFLECTOR CON LAMPARA DE 150 W HALOGENURO





RF40003 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTA

LU04006 LUMINARIA CON LAMPARA DE 40 W LED











Tabla N° 22

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA 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



Tabla N° 23 Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA Subcomponente A6.1 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR


































Tabla N° 24 Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente A RED AÉREA Subcomponente A6.2 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO


































Tabla N° 25

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente B RED SUBTERRÁNEA Subcomponente B1.1 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR


N200612 RED SUBTERRANEA SP CABLE N2XY 2-1x6 mm2













NA01013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NAYY 3-1x10 mm2





NA07014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NAYY 3x70 mm2










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

ND01012 RED SUBTERRANEA SP CABLE NA2XY 2-1x10 mm2

















NK00611 RED SUBTERRANEA 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




























































Tabla N° 26

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente B RED SUBTERRÁNEA Subcomponente B1.2 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO


NK00616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x6 mm2









NY00616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x6 mm2











Tabla N° 27 Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente B RED SUBTERRÁNEA Subcomponente B2 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA SP


N200622 RED SUBTERRANEA AP CABLE N2XY 2-1x6 mm2










NA01023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NAYY 3-1x10 mm2


NA01624 RED SUBTERRANEA AP CABLE NAYY 3x16 mm2





ND01022 RED SUBTERRANEA AP CABLE NA2XY 2-1x10 mm2








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

































Tabla N° 28 Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente B RED SUBTERRÁNEA Subcomponente B3 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO PÚBLICO - EN ZANJA AP





































































































Tabla N° 29

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente B RED SUBTERRÁNEA 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




LU02009 LUMINARIA CON LAMPARA AHORRADORA DE 20 W

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












Tabla N° 30

Grupo 3 BAJA TENSIÓN Componente B RED SUBTERRÁNEA 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

Tabla N° 31

Grupo 3 BAJA TENSIÓN

Componente B RED SUBTERRÁNEA

Subcomponente B6 ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA

ALUMBRADO PÚBLICO
















Tabla N° 32

Grupo 4 CONEXIONES Componente A CONEXIONES Subcomponente A1 SUMINISTRO CONVENCIONAL

CODIGOS VNR DE CONEXIÓN CONVENCIONAL

CODIGO VNR

TIPO SUBTIPO FASES POTENCIA

AEREA SUBTERRANEACONECTADA (PC)

BT00031 C1 C1.1 MONOFASICA Pc <= 3 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E

BT6-BT7 BT6-BT7

BT00101 C1 C1.2 MONOFASICA 3 kW < Pc <= 10 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E

BT6-BT7 BT6-BT7

BT00103 C2 C2.1 TRIFASICA Pc <= 10 kW

BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E

BT6 BT6

BT2-BT3-BT4 BT2-BT3-BT4

BT00203 C2 C2.2 TRIFASICA 10 kW < Pc <= 20 kW

BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E

BT6 BT6


BT00503 C3 C3.1 TRIFASICA 20 kW < Pc <= 50 kW BT5A/B/C/D/E BT5A/B/C/D/E


BT00753

C4

C4.1 TRIFASICA 50 kW < Pc <= 75 kW BT2-BT3-BT4 BT2-BT3-BT4

BT01503 C4.2 TRIFASICA 75 kW < Pc <= 150 kW BT2-BT3-BT4



MT01003

C5

C5.1 TRIFASICA Pc <= 100 kW MT2-MT3-MT4 MT2-MT3-MT4

MT04003 C5.2 TRIFASICA 100 kW < Pc <= 400 kW MT2-MT3-MT4 MT2-MT3-MT4




Tabla N° 33

Grupo 4 CONEXIONES Componente A CONEXIONES Subcomponente A2 SUMINISTRO NO CONVENCIONAL

CODIGOS VNR DE CONEXIÓN NO CONVENCIONAL

CODIGO VNR TIPO DE MODULO POTENCIA INSTALADA (Wp) TENSION DE SERVICIO

BT00700 BT8-070 70 12 V DC

BT01000 BT8-100 100 12 V DC

BT01600 BT8-160 160 220 V AC

BT02400 BT8-240 240 220 V AC

BT03200 BT8-320 320 220 V AC

ANEXO 3

LISTA DE CÓDIGOS COMPLEMENTARIOS



LISTA DE CÓDIGOS DE GRUPOS, COMPONENTES Y SUBCOMPONENTES

Código de Grupo 1

Nombre de Grupo MEDIA TENSIÓN

Tabla N° 1 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 -

Código de Grupo 2

Nombre de Grupo SUBESTACIONES




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




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 CONEXIONES




Nombre de Subcomponente Código

Secundario Unidad Metrado

Unidad Costo

A CONEXIONES A1 SUMINISTRO CONVENCIONAL

Tipo de Instalación

Unidad US$

A2 SUMINISTRO NO CONVENCIONAL Región Unidad US$

Código de Grupo 5

Nombre de Grupo INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS




Nombre de Subcomponente 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 VEHÍCULOS DE TRANSPORTE Y CARGA C1 VEHÍCULOS ADMINISTRATIVOS Unidad US$

C2 VEHÍCULOS OPERATIVOS Unidad US$

C3 VEHÍCULOS DE CARGA Unidad US$

C4 OTROS 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$



Código de



Nombre de Subcomponente Unidad Metrado

Unidad Costo

E EQUIPOS DE COMUNICACIÓN E1 CENTRALES TELEFÓNICAS Y ANEXOS Unidad US$

E2 TELEFONÍA MÓVIL Unidad US$

E3 ESTACIONES DE RADIO ENLACE Y SIMILARES Unidad US$

E4 SISTEMAS DE FIBRA ÓPTICA Unidad US$

E5 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 EQUIPAMIENTO DE TECNOLOGÍAS DE

INFORMACIÓN G1 EQUIPOS DE COMPUTACIÓN PERSONAL Unidad US$

G2 IMPRESORAS Unidad US$

G3 SERVIDORES Unidad US$

G4 OTROS EQUIPOS DE CÓMPUTO Unidad US$

G5 SOFTWARE DE SISTEMAS OPERATIVOS Unidad US$

G6 SOFTWARE DE BASES DE DATOS Unidad US$

G7 SOFTWARE DE SISTEMAS ADMINISTRATIVOS Unidad US$

G8 SOFTWARE DE SISTEMAS COMERCIALES Unidad US$

G9 SOFTWARE DE SISTEMAS TÉCNICOS Unidad US$

G10 OTROS SISTEMAS Unidad US$

H OTROS EQUIPOS H1 OTROS EQUIPOS Unidad US$



LISTA DE CÓDIGOS COMPLEMENTARIOS

Tabla N° 6 EMPRESAS

CÓDIGO DESCRIPCIÓN

ADIL Adinelsa

CHAV Chavimochic

COEL Coelvisac

EDLN Enel Distribución Perú

EDSA Edelsa

EGEP Egepsa

EIHC Eilhicha

ELC Electrocentro

ELDU Electro Dunas

ELIN Entelin

ELN Electronorte

ELNM Hidrandina

ELNO Electronoroeste

ELOR Electro Oriente

ELPU Electro Puno

ELS Electrosur

ELSE Electro Sur Este

ELTO Electro Tocache

ELUC Electro Ucayali

EMSE Emsemsa

EMSU Emseusa

EPAN Electro Pangoa

ERGO Ergon Perú

ESEM Esempat

LDS Luz del Sur

PME Perú Microenergía

SEAL Seal

SERS Sersa

Tabla N° 7

TIPO DE SALIDA MT


CT INICIO DE UN ALIMENTADOR UBICADO EN UN CENTRO DE TRANSFORMACION.

CG INICIO DE UN ALIMENTADOR UBICADO EN UNA CENTRAL DE GENERACION

AISLADA

AS INICIO DE UN ALIMENTADOR SECUNDARIO UBICADO EN UN PUNTO AGUAS

ABAJO DE UN ALIMENTADOR

SER INICIO DE UN SISTEMA ELECTRICO RURAL



Tabla N° 8 TIPO DE SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

CÓDIGO DESCRIPCIÓN TIPO RELES DE PROTECCION

A AISLADO – SIN TRANSFORMADOR ZIGZAG RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE

FASES + RELÉ DE FALLA A TIERRA DIRECCIONAL SENSIBLE

B AISLADO – CON TRANSFORMADOR ZIGZAG RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE

FASES + RELÉ DE FALLA A TIERRA

T PUESTO A TIERRA RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE

FASES + RELÉ DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA

Tabla N° 9

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

N 500 kV

BAJA TENSIÓN X 220 V

Y 380/220 V

Z 440/220 V

Tabla N° 10 ESTADOS VNR


N NUEVO

E EXISTENTE

X ELIMINADO

M MODIFICADO

P PROYECTADO

Tabla N° 11

TIPOS DE MATERIAL DE ESTRUCTURA


A MADERA

B HORMIGÓN

C CONCRETO

D FIERRO

E SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDA

F FIBRA DE VIDRIO

X NINGUNO (*)

(*) Para tramos de redes subterráneas.



Tabla N° 12 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

Tabla N° 13

DENOMINACIÓN DE VÍA


JR JIRÓN

AV AVENIDA

VE VÍA EXPRESA

AU AUTOPISTA

CA CALLE

CR CARRETERA

PS PASAJE

OV ÓVALO

MA MALECÓN

AL ALAMEDA

Tabla N° 14 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



Tabla N° 15 TIPOS DE ALUMBRADO


1 TIPO I

2 TIPO II

3 TIPO III

4 TIPO IV

5 TIPO V

Tabla N° 16

SENTIDO DE TRAMO DE VÍA


D DOBLE SENTIDO

M MISMO SENTIDO DEL TRAMO

C SENTIDO CONTRARIO AL TRAMO

Tabla N° 17

TIPOS DE PARQUE


Z ZONAL

M METROPOLITANO

L LOCAL

P PLAZA PRINCIPAL O DE ARMAS

Tabla N° 18

TIPOS DE EQUIPAMIENTO


HW HARDWARE

SO SISTEMA OPERATIVO

BD BASE DE DATOS

SA SERVIDOR DE APLICACIONES

Tabla N° 19

TIPO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA


FV FOTOVOLTAICA

EO EOLICA

MH MINI HIDRAULICA

GN GAS NATURAL

OT OTROS

Tabla N° 20

TIPO DE INSTALACIÓN


A AÉREO

S SUBTERRÁNEO



Tabla N° 21

TIPO DE UNIDAD ORGÁNICA


DI DE DIRECCIÓN

AP DE APOYO

AC ASESOR/CONSULTOR

LI DE LINEA/OPERATIVO

Tabla N° 22

ESTADO DE OPERACIÓN


NA NORMALMENTE ABIERTO

NC NORMALMENTE CERRADO

Tabla N° 23

TIPO DE SISTEMA ELÉCTRICO


I INTERCONECTADO

T AISLADO TERMICO

H AISLADO HIDRAULICO

F NO CONVENCIONAL FOTOVOLTAICO

Tabla N° 24

CARGOS


GE GERENTE

SU SUB GERENTE

JE JEFE DE AREA

PR PROFESIONAL

TE TÉCNICO

AS ASISTENTE ADMINISTRATIVO

Tabla N° 25

TIPO DE UNIDAD DE GESTIÓN


SC SEDE CENTRAL

UN UNIDAD DE NEGOCIO

SE SERVICIO ELÉCTRICO

Tabla N° 26

TIPO DE EQUIPO DE PROTECCIÓN


IN INTERRUPTOR

RE RECONECTADOR

SL SECCIONALIZADOR

SC SECCIONADOR BAJO CARGA

SF SECCIONADOR FUSIBLE

FU FUSIBLE

SE SECCIONADOR

PA PARARRAYOS

BC BANCO DE CONDENSADORES



BR BANCO DE REGULACION DE TENSION

DB DERIVACIÓN TIPO BÓVEDA

DP DERIVACIÓN TIPO PEDESTAL

CA CONECTORES AISLADOS SEPARABLES

CE CELDA EXTERIOR

OT OTROS EPYS

Tabla N° 27

TIPO DE USO SED


IN INDUSTRIAL

CO COMERCIAL

GO GOBIERNO

SA SALUD

ED EDUCACION

Tabla N° 28

TIPO DE COMUNICACIÓN


SC Sin Comunicación

PE PLC – Banda Estrecha (3 – 500 kHz)

PU PLC – Ultra Banda Estrecha (menor a 3 kHz)

GP Red celular GPRS/3G

RF Radio Frecuencia

Tabla N° 29

REGIONES


CO COSTA

SI SIERRA

SE SELVA Y AMAZONIA

Tabla N° 30

ZONAS DE ADAPTACIÓN

CÓDIGO DESCRIPCIÓN SECTOR TÍPICO

MA ZONA DE DENSIDAD MUY ALTA

URBANO DE ALTA DENSIDAD

1N ZONA DE DENSIDAD ALTA 1 – NO CORROSIVA

1C ZONA DE DENSIDAD ALTA 1 - CORROSIVA

2N ZONA DE DENSIDAD ALTA 2 – NO CORROSIVA

2C ZONA DE DENSIDAD ALTA 2 – CORROSIVA

MN ZONA DE DENSIDAD MEDIA – NO CORROSIVA

MC ZONA DE DENSIDAD MEDIA – CORROSIVA

BN ZONA DE DENSIDAD BAJA – NO CORROSIVA

BC ZONA DE DENSIDAD BAJA - CORROSIVA

ZN ZONA NO CORROSIVA OTROS

ZC ZONA CORROSIVA OTROS



Tabla N° 31 TIPOS DE MÓDULO


CMS0 CMS - GLOBAL

CMS1 CMS –FACTURACIÓN

CMS2 CMS - COBRANZAS

CMS3 CMS - ATENCIÓN AL USUARIO / CRM

CMS4 CMS - PÉRDIDAS DE ENERGÍA

CMS5 CMS - GESTIÓN DE MEDIDORES

CMS6 CMS - GESTIÓN DE ORDENES DE TRABAJO

CMS7 CMS - GESTIÓN DE LA MEDIDA MDC/MDM

CMS8 CMS - REPORTES NORMATIVOS REGULATORIOS

DMS0 OMS/DMS - GLOBAL

DMS1 OMS/DMS - SISTEMA GIS

DMS2 OMS/DMS - INTERRUPCIONES NO PROGRAMADAS

DMS3 OMS/DMS - INTERRUPCIONES PROGRAMADAS

DMS4 OMS/DMS - GESTIÓN DE ÓRDENES DE TRABAJO

DMS5 OMS/DMS - REPORTES NORMATIVOS

REGULATORIOS

EAM0 EAM - GLOBAL

EAM1 EAM - PLANIFICACIÓN DE MANTENIMIENTO

EAM2 EAM - GESTIÓN DE ÓRDENES DE TRABAJO

SCD0 SCADA

ERP0 ERP - GLOBAL

ERP1 ERP = FINANZAS / CONTABILIDAD

ERP2 ERP = COMPRAS / LOGÍSTICA

ERP3 ERP = RECURSOS HUMANOS / PLANILLA

ERP4 ERP = INVENTARIO

OFC0 OFIM - GLOBAL

OFC1 OFIM - OFFICE

OFC2 OFIM - MAIL

OFC3 OFIM - SEGURIDAD

OFC4 OFIM - MESA DE AYUDA

OTR0 OTROS

ANEXO 4

ESTRUCTURA DE DATOS



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”, “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: tabulador, 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. Separador Decimal: Se considera al carácter punto (.) como separador decimal en los valores numéricos.



TABLAS

Tabla N° 1

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)

Tabla N° 2

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)

Tabla N° 3

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 (ver tabla “Tipo de Sistema Eléctrico”)

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

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

Tabla N° 4

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 Potencia instalada del centro de transformación (kVA)

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

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

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

11 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM X

12 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y

Tabla N° 5

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

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

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

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

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





Tabla N° 6

Unidad de Gestión Empresarial



1 CARACTER 15 Identificador de la unidad de gestión

2 CARACTER 100 Nombre de la unidad de gestión

3 CARACTER 200 Dirección de la unidad de gestión

4 CARACTER 2 Identificador del tipo de unidad de gestión (ver tabla “Tipo de Unidad de Gestión”)

5 CARACTER 15 Identificador de la unidad de gestión de quien depende (dejar nulo para la sede central)

Tabla N° 7

Unidad Orgánica



1 CARACTER 15 Identificador de la unidad orgánica

2 CARACTER 100 Nombre de la unidad orgánica

3 CARACTER 2 Identificador del tipo de unidad orgánica (ver tabla “Tipo de Unidad Orgánica”)

4 CARACTER 15 Identificador de la unidad de gestión a la cual se encuentra adscrita la unidad orgánica

5 CARACTER 15 Identificador de la unidad orgánica de quien depende (dejar nulo para la unidad orgánica de más alto nivel)



Tabla N° 8

Recursos Humanos



1 CARACTER 2 Identificador del cargo (ver tabla “Cargos”)

2 NUMERICO 5 0 Cantidad de empleados en este cargo

3 CARACTER 15 Identificador de la unidad orgánica

1. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS EXISTENTES Media Tensión

Tabla N° 9

Salida en Media Tensión



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

2 CARACTER 3 Identificador del tipo de sistema de distribución (ver tabla “Tipo de Sistema de Distribución”)

3 CARACTER 15 Identificador del centro de transformación al que pertenece (nulo en caso de sistemas eléctricos aislados y no convencionales)

4 CARACTER 15 Identificador del centro de generación aislada al que pertenece (nulo en caso de sistemas eléctricos interconectados y no convencionales)

5 CARACTER 12 Identificador de la salida en media tensión al que pertenece (sólo para salidas MT de los tipos secundaria y SER)

6 CARACTER 3 Identificador del tipo de salida MT (ver tabla “Tipo de Salida MT”)

7 NUMERICO 5 2 Porcentaje de participación de la red de la distribuidora

8 NUMERICO 5 2 Porcentaje de participación de la red del estado

9 NUMERICO 5 2 Porcentaje de participación de la red de privados

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

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

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

13 NUMERICO 10 2 Máxima demanda (kW)

14 NUMERICO 10 2 Potencia nominal (kW)

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

16 CARACTER 1 Identificador de la propiedad (ver tabla “Tipo de Propietario”)

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







Tabla N° 10

Diagrama de Carga de la Salida en Media Tensión



1 CARACTER 12 Identificador de la salida en media tensión

2 CARACTER 10 Fecha del día de lectura de demanda de la salida en media tensión (formato dd/mm/aaaa)

3 CARACTER 5 Hora (formato hh:mm) cada 15 minutos

4 NUMERICO 10 2 Demanda (kW)

Tabla N° 11

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 del conductor de las fases activas

7 CARACTER 8 Código VNR del conductor neutro

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

9 CARACTER 1 Identificador de la propiedad (D: Gestionado por la EDE T: Gestionado por Terceros)

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 material de estructura, se considerará el tipo de material predominante.

Tabla N° 12

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)





Tabla N° 13

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 (se debe llenar incluso cuando está ubicado en un tramo MT que llega o sale de una SED)

3 CARACTER 12 Identificador de la SED en la que está alojada (nulo cuando está ubicado en un tramo MT que no llega ni sale de una SED)

4 CARACTER 2 Identificador del estado de operación (ver tabla “Estado de Operación”)

5 CARACTER 2 Identificador del tipo de equipo (ver tabla “Tipo de Equipo de Protección”)

6 CARACTER 1 Identificador del Tipo de Mando (L: Local, R: Remoto, A: Ambos)

7 CARACTER 11 Código VNR del equipo

8 CARACTER 1 Identificador del tipo de instalación del equipo (I: Interior o E: exterior)

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

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





Tabla N° 14

Nodo de Enlace MT



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





Tabla N° 15

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 material de estructura (ver tabla “Tipos deMaterial de Estructura”)


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





Tabla N° 16

Centro de Generación Distribuida



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

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

3 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión sobre el que está instalado.

4 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión sobre el que está instalado.

5 CARACTER 2 Tipo de generación distribuida (ver tabla “Tipo de Generación Distribuida”)

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

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del centro de generación distribuida (kW)

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


10 CARACTER 1 Estado del centro de generación distribuida (ver tabla “ Estados VNR”)







Subestaciones

Tabla N° 17

Subestación



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

2 CARACTER 15 Identificador de la unidad de gestión a la que pertenece

3 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 Máxima demanda registrada de la subestación (kW)

9 NUMERICO 10 2 Potencia instalada (kVA)

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

11 CARACTER 2 Identificador del Tipo de Uso (ver tabla “Tipo de Uso SED”) predominante. Sólo para subestaciones de Terceros.

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

13 CARACTER 8 Código VNR de la subestación


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





Tabla N° 18

Vértices de la Subestación



1 CARACTER 12 Identificador de la subestación

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



Tabla N° 19

Diagrama de Carga de la Subestación



1 CARACTER 12 Identificador de la subestación

2 CARACTER 10 Fecha del día de lectura de demanda de la SED (formato dd/mm/aaaa)

3 CARACTER 5 Hora (formato hh:mm) cada 15 minutos

4 NUMERICO 10 2 Demanda del servicio particular o del usuario en media tensión (kW)

5 NUMERICO 10 2 Demanda del servicio de alumbrado público (kW)



Baja Tensión

Tabla N° 20

Salida en Baja Tensión



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

2 CARACTER 12 Identificador de la subestación asociada

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”)





Tabla N° 21

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 material de estructura (ver tabla “Tipos de Material de Estructura”) (*)



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



14 CARACTER 12 Identificador del tramo anterior (tramo padre) (*) En caso de presentarse varios tipos de material de estructura, se considerará el tipo de material de estructura predominante.



Tabla N° 22

Vértices del Tramo de Baja Tensión



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión




Tabla N° 23

Equipo de Alumbrado Público



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

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión asociado

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”)





Tabla N° 24

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)

2 CARACTER 12 Identificador de la salida en baja tensión asociada


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”)







Conexiones

Tabla N° 25

Acometida



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

2 CARACTER 1 Identificador del tipo de instalación (ver tabla “Tipo de Instalación”)

3 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión asociado


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



Tabla N° 26

Vértices de la Acometida



1 CARACTER 12 Identificador de la acometida




Tabla N° 27

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”)







Tabla N° 28

Suministro Convencional



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 Identificador del tipo de suministro (P: Prosumidor o C: Consumidor)

4 CARACTER 8 Identificador del código VNR de la conexión convencional (ver tabla “Código VNR de Conexión Convencional”)

5 CARACTER 4 Identificador del tipo de comunicación (ver tabla “Tipo de Comunicación”) – sólo para medidores inteligentes

6 CARACTER 1 Identificador de conexión múltiple (S: Si o N: No)


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



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

Tabla N° 29

Suministro No Convencional



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

2 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico no convencional

3 CARACTER 8 Código VNR de conexión no convencional (ver tabla “Códigos VNR de Conexión No Convencional”)

4 CARACTER 2 Identificador de la región (ver tabla “Regiones”)


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







2. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS EXISTENTES

Tabla N° 30

Predio (Instalación No Eléctrica - Terrenos y Edificaciones)



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

2 CARACTER 15 Identificador de la unidad de gestión asociada

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 1 Uso del terreno o edificación (D: Distribución, C: Compartido con otras actividades).

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)


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

Tabla N° 31

Vértices del Predio



1 CARACTER 12 Identificador del predio




Tabla N° 32

Equipamiento de Instalación No Eléctrica



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


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


5 CARACTER

2 Identificador del Tipo de Equipamiento (ver tabla “Tipo de Equipamiento”)

6 CARACTER 4 Identificador del Tipo de Módulo (ver tabla “Tipo de Módulo”)

7 CARACTER 200 Uso del equipo (D: Distribución, C: Compartido con otras actividades)

8 CARACTER 200 Descripción del equipo

9 CARACTER 100 Marca del equipo

10 CARACTER 100 Modelo del equipo

11 CARACTER 4 Año de fabricación (formato aaaa)

12 NUMERICO 3 Cantidad



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


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

3. INFORMACIÓN CATASTRAL

Tabla N° 33

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”)

Tabla N° 34

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.

Tabla N° 35

Vértices del Tramo de Vía



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de vía




Tabla N° 36

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



Tabla N° 37

Vértices del Parque



1 CARACTER 12 Identificador del parque




Tabla N° 38

Manzana



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

Tabla N° 39

Vértices de la Manzana



1 CARACTER 12 Identificador de la manzana




Tabla N° 40

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

Tabla N° 41

Vértices de la Zona Histórica o Monumental



1 CARACTER 12 Identificador de la zona histórica o monumental






Tabla N° 42

Zona de Concesión



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

Tabla N° 43

Vértices de la Zona de Concesión



1 CARACTER 12 Identificador de la zona de concesión




4. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS ADAPTADAS

Tabla N° 44

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)



5 CARACTER 8 Código VNR de las fases activas


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

8 CARACTER 2 Identificador de la zona de adaptación (ver tabla “Zonas de Adaptación”)


Tabla N° 45

Equipo de Protección y Seccionamiento Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del equipo existente


3 CARACTER 11 Código VNR del equipo

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

5 CARACTER 1 Código del Tipo de Mando (L: Local R: Remoto A: Ambos).



Tabla N° 46

Subestación Adaptada



1 CARACTER 12 Identificador de la subestación existente



4 NUMERICO 10 2 Potencia calculada (kVA)

5 NUMERICO 10 2 Potencia instalada (kVA)


7 CARACTER 8 Código VNR de la subestación

Tabla N° 47

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)

5 CARACTER 8 Código VNR del conductor de servicio particular

6 CARACTER 8 Código VNR del conductor adicional de servicio particular

7 CARACTER 8 Código VNR del conductor de alumbrado público


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



Tabla N° 48

Equipo de Alumbrado Público Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado público existente


3 CARACTER 8 Código VNR del equipo de alumbrado

4 CARACTER 2 Identificador del tipo de pastoral (ver tabla “Tipos de Pastoral”)

Tabla N° 49

Equipo de Control de Alumbrado Público Adaptado



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


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



Tabla N° 50

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

2 CARACTER 8 Código VNR de la estructura

3 CARACTER 1 Código del tipo de material de estructura (ver tabla “Tipos de Material de Estructura”)

4 NUMERICO 11 2 Cantidad

Tabla N° 51

Suministro Convencional Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del suministro

2 CARACTER 8 Código VNR de conexión (ver tabla “Códigos VNR de Conexión Convencional”)

3 CARACTER 1 Identificador de conexión múltiple (S: Si o N: No)

4 CARACTER 4 Identificador del tipo de Comunicación (ver tabla “Tipo de Comunicación”) – sólo para medidores inteligentes

Tabla N° 52

Suministro No Convencional Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del suministro

2 CARACTER 8 Código VNR de conexión no convencional (ver tabla “Códigos VNR de Conexión No Convencional”)

3 CARACTER 2 Identificador de la región (ver tabla “Regiones”)

5. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS ADAPTADAS

Tabla N° 53

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)


Tabla N° 54

Equipo de Inversión No Eléctrica Adaptado



1 CARACTER 12 Identificador del equipo existente

2 CARACTER 200 Descripción del equipo adaptado

3 NUMERICO 3 Cantidad de equipos adaptados

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


ANEXO 5

FORMATOS DE VALORACIÓN Y METRADOS

División de Distribución Eléctrica ‐ GRT


Formato N° 1

Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de Empresa

Código Empresa Osinergmin - GRTNombre 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

Total

B. 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 unidad

A5. SED Compacta Bóveda unidad

Total

B. Otras SubestacionesB1. 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 EléctricasA. Terrenos m2

B. Edificios y Construcciones m2

C. Equipos y Vehículos de Transporte y Carga unidad

D. Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control unidad

E. Equipos de Comunicación unidad

F. Equipos de Oficina unidad

G. Equipos de Tecnologías de Información unidad

H. Otros Equipos unidad

Total 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



Formato N° 2

Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de Sector Típico

Código Empresa Osinergmin - GRTNombre EmpresaSector Típico MetradoDemanda Total Sector (kW) Tipo MetradoDemanda AP Sector (kW) Costo

Formato B1Página




Total



Total





Total


Total

Total Subestaciones



Total


Total

Total Baja Tensión

Total

Notas:(1) Cantidad total de cada item



Formato N° 3

Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de Sistema Eléctrico

Código Empresa Osinergmin - GRTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema Eléctrico MetradoDemanda Total Sistema (kW) Tipo MetradoDemanda AP Sistema (kW) Costo

Formato C1Página




Total



Total





Total


Total

Total Subestaciones



Total


Total

Total Baja Tensión

Total




Formato N° 4

Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de EmpresaInstalaciones No Eléctricas

Código Empresa Osinergmin - GRTNombre EmpresaCódigo Unidad de GestiónNombre Unidad de Gestión MetradoDemanda Total Empresa (kW) Tipo MetradoDemanda AP Empresa (kW) Costo

Formato D1Página


Instalaciones No EléctricasA. Terrenos

A1. Terrenos Para Almacén de Equipos m2

A2. Terrenos Para Almacén de Vehículos m2

A3. Terrenos Para Oficinas m2

A4. Terrenos Para Centros de Atención al Público m2

A5. Otros Terrenos m2

Total

B. Edificios y ConstruccionesB1. Almacén de Equipos m2

B2. Almacén de Vehículos m2

B3. Oficinas m2

B4. Centros de Atención al Público m2

B5. Otros Edificios y Construcciones m2

Total

C. Equipos y Vehículos de Transporte y CargaC1. Vehículos Administrativos unidad

C2. Vehículos Operativos unidad

C3. Equipos y Vehículos de Carga unidad

C4. Otros Equipos y Vehículos unidad

Total

D. Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y ControlD1. Equipos de Almacén unidad

D2. Equipos de Maestranza unidad

D3. Equipos de Medición unidad

D4. Equipos de Control unidad

Total

E. Equipos de ComunicaciónE1. Centrales Telefónicas y Anexos unidad

E2. Telefonía Móvil unidad

E3. Estaciones de Radio Enlace y Similares unidad

E4. Sistemas de Fibra Óptica unidad

E5. Radios Portátiles unidad

E5. Otros Equipos de Comunicación unidad

Total

F. Equipos de OficinaF1. Equipos Para Oficina unidad

F2. Equipos Para Atención al Público unidad

F3. Otros Equipos de Oficina unidad

Total

G. Equipos de Tecnologías de InformaciónG1. Equipos de Computación Personal unidad

G2. Impresoras unidad

G3. Servidores unidad

G4. Otros Equipos de Cómputo unidad

G5. Software de Sistemas Operativos unidad

G6. Software de Bases de Datos unidad

G7. Software de Sistemas Administrativos unidad

G8. Software de Sistemas Comerciales unidad

G9. Software de Sistemas Técnicos unidad

G10. Otros Sistemas unidad

Total

H. Otros EquiposH1. Otros Equipos unidad

Total

Total Instalaciones No Eléctricas


ANEXO 6

TABLAS DE EQUIVALENCIA



TABLAS DE EQUIVALENCIA

1. Tablas de Equivalencia de Media Tensión

1.1 Adaptación de 2,3 kV y 5,8 kV a 10 kV

Las tablas de equivalencia de nivel de tensión se determinan de acuerdo al criterio de similar potencia constante.

Tabla N° 1

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



Tabla N° 2



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



Tabla N° 3



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



1.2 Adaptación por Cambio de Tecnología

Las tablas de equivalencia por cambio de tecnología se determinan de acuerdo al criterio de similar capacidad de corriente.

Tabla N° 4

Origen Equivalencia en

AA Desnudo Equivalencia en

CU Desnudo Equivalencia

en N2XSY Equivalencia en NA2XSY

Equivalencia en Cu Autoportante

Equivalencia en Al Autoportante

AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25 25

25 mm2 25 16 16 35 25 25

35 mm2 35 25 25 50 25 35

50 mm2 50 25 35 70 35 50

70 mm2 70 35 50 95 50 70

85 mm2 95 50 70 150 50 70

95 mm2 95 50 70 150 70 95

120 mm2 120 70 95 185 95 120

125 mm2 120 70 95 185 95 120

150 mm2 150 95 150 240 120 150

185 mm2 185 120 185 400 150 185

235 mm2 240 150 240 500 185 185

240 mm2 240 150 240 500 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 50 25 35

50 mm2 35 25 35 70 35 50

70 mm2 70 35 50 95 50 70

95 mm2 95 50 70 120 70 95

120 mm2 95 70 95 185 95 120

150 mm2 120 70 120 240 120 150

185 mm2 150 95 150 300 120 185

CU Protegido

10 mm2 16 10 16 25 25 25

16 mm2 25 16 25 50 25 25

25 mm2 50 25 35 70 35 50

35 mm2 70 35 50 95 50 70

50 mm2 95 50 70 150 70 70

70 mm2 120 70 95 240 95 120

95 mm2 150 95 150 400 120 150

120 mm2 185 120 185 500 150 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 50 25 35

35 mm2 50 25 35 70 35 50

50 mm2 70 35 50 95 50 70

70 mm2 95 50 70 150 70 95

95 mm2 120 70 95 185 95 120

120 mm2 150 95 120 240 120 150

150 mm2 185 95 150 400 150 185

185 mm2 240 120 240 500 185 CU Autoportante 185



Tabla N° 5



CU Desnudo Equivalencia en

N2XSY Equivalencia en

NA2XSY Equivalencia en Cu Autoportante


CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25 25

16 mm2 25 16 25 35 25 35

25 mm2 50 25 35 70 35 50

35 mm2 70 35 50 95 50 70

50 mm2 95 50 70 150 70 95

70 mm2 120 70 95 185 95 120

85 mm2 150 95 120 300 120 150

95 mm2 150 95 150 300 120 185

120 mm2 185 120 185 500 185 CU Desnudo 120

125 mm2 185 120 185 500 185 CU Desnudo 125

135 mm2 240 150 240 500 185 CU Desnudo 135

150 mm2 240 150 240 500 185 CU Desnudo 150

185 mm2 CU Desnudo 185 185 300 CU Desnudo 185 CU Desnudo 185 CU Desnudo 185

N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25 25

16 mm2 25 16 16 35 25 25

25 mm2 35 16 25 50 25 35

35 mm2 50 25 35 70 35 50

50 mm2 70 35 50 95 50 70

70 mm2 95 50 70 120 70 95

95 mm2 120 70 95 185 95 120

120 mm2 150 95 120 240 120 150

150 mm2 185 95 150 300 150 185

240 mm2 240 150 240 500 185 N2XSY 240

300 mm2 N2XSY 300 150 300 N2XSY 300 N2XSY 300 N2XSY 300

400 mm2 N2XSY 400 N2XSY 400 400 N2XSY 400 N2XSY 400 N2XSY 400

NA2XSY

25 mm2 16 10 16 25 25 25

35 mm2 25 16 16 35 25 25

50 mm2 35 16 25 50 25 35

70 mm2 50 25 35 70 35 50

95 mm2 70 35 50 95 50 70

120 mm2 70 50 70 120 70 95

150 mm2 95 50 70 150 70 95

185 mm2 120 70 95 185 95 120

240 mm2 150 70 120 240 120 150

300 mm2 150 95 150 300 150 185

400 mm2 185 120 150 400 150 NA2XSY 400

500 mm2 240 120 240 500 185 NA2XSY 500

NKY

10 mm2 16 10 10 25 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25 25

35 mm2 35 16 25 35 25 35

50 mm2 50 25 35 50 35 50

70 mm2 70 35 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 120 50 95

120 mm2 95 70 70 150 70 120

150 mm2 120 70 95 185 95 120

185 mm2 150 95 120 240 120 150

200 mm2 150 95 150 240 120 150







NA2XSY Equivalencia en Cu Autoportante


240 mm2 185 120 150 300 150 185

300 mm2 240 120 185 500 185 N2XSY 185

400 mm2 N2XSY 300 150 300 N2XSY 300 N2XSY 300 N2XSY 300

500 mm2 N2XSY 400 N2XSY 400 400 N2XSY 400 N2XSY 400 N2XSY 400

Tabla N° 6





NA2XSY N2YSEY

25 mm2 35 16 25 35

35 mm2 50 25 25 50

50 mm2 70 35 35 70

70 mm2 95 50 50 95

95 mm2 120 70 70 150

120 mm2 150 95 95 185

150 mm2 185 120 120 240

240 mm2 240 150 185 400

NYSY

10 mm2 16 10 10 25

16 mm2 25 16 16 25

25 mm2 35 16 25 35

35 mm2 50 25 35 50

50 mm2 70 35 50 70

70 mm2 95 50 70 95

95 mm2 120 70 95 120

120 mm2 150 95 120 185

150 mm2 185 95 150 240

240 mm2 240 150 240 400

N2YSY

10 mm2 16 10 10 25

16 mm2 25 16 16 25

25 mm2 35 16 25 35

35 mm2 50 25 35 70

50 mm2 70 35 50 70

70 mm2 95 50 70 120

95 mm2 120 70 95 150

120 mm2 150 95 120 185

150 mm2 185 95 150 240

240 mm2 240 120 240 500

2. Tablas de Equivalencia de Baja Tensión

2.1 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), la reactancia (X) del conductor o cable, y del ángulo de fase ().

FCT = 1,732 * ( R*cos + X*sen )

2.2 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.



Tabla N° 7


NYY Equivalencia

en NA2XY Equivalencia en

AL Protegido Equivalencia en

CU Protegido Equivalencia en AL

Autoportante Equivalencia en CU Autoportante

AL Desnudo

16 mm2 10 16 16 10 16 10

25 mm2 16 25 25 16 25 16

35 mm2 25 35 35 25 35 16

50 mm2 25 50 50 35 50 25

70 mm2 35 70 70 50 70 35

95 mm2 50 70 95 50 70 50

120 mm2 50 95 120 70 95 50

150 mm2 70 95 150 95 95 70

185 mm2 70 120 185 120 120 70

240 mm2 95 150 240 150 120 95 AL Protegido

16 mm2 10 16 16 10 16 10

25 mm2 16 25 25 16 25 16

35 mm2 16 35 35 25 35 16

50 mm2 25 50 50 35 50 25

70 mm2 35 70 70 50 70 35

95 mm2 50 70 95 50 70 50

120 mm2 50 95 120 70 95 50

150 mm2 70 95 150 95 95 70

185 mm2 70 120 185 120 120 70

240 mm2 95 150 240 150 120 95 AL Autoportante

16 mm2 10 16 25 10 16 10

25 mm2 16 25 35 16 25 16

35 mm2 25 35 50 25 35 25

50 mm2 35 50 70 35 50 35

70 mm2 50 70 95 50 70 50

95 mm2 50 95 120 70 95 70

120 mm2 70 120 185 95 120 70

150 mm2 95 150 240 120 150 95

CU Concéntrico

4 mm2 6 16 16 10 16 10

6 mm2 6 16 16 10 16 10

10 mm2 6 16 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 16 10 16 10

10 mm2 10 16 16 10 16 10

16 mm2 16 25 25 16 25 16

25 mm2 25 50 35 25 35 25

35 mm2 35 50 50 35 50 35

50 mm2 35 70 70 50 70 50

70 mm2 50 95 95 70 95 50

95 mm2 70 120 150 95 120 70

120 mm2 70 120 185 120 CU Autoportante 70 70


185 mm2 95 185 CU Protegido 185 185 CU Autoportante 120 120



Tabla N° 8


NYY Equivalencia

en NA2XY Equivalencia en


CU Protegido Equivalencia en AL

Autoportante Equivalencia en CU Autoportante

CU Protegido

6 mm2 6 16 16 10 16 10

10 mm2 10 16 16 10 16 10

16 mm2 16 25 25 16 25 16

25 mm2 25 50 35 25 35 25

33 mm2 35 50 50 35 50 35

35 mm2 35 50 50 35 50 35

50 mm2 35 70 70 50 70 50

70 mm2 50 95 95 70 95 50

95 mm2 70 120 150 95 120 70



185 mm2 95 185 CU Protegido 185 185 CU Autoportante 120 120

CU Autoportante

6 mm2 6 16 16 10 16 10

10 mm2 10 16 25 16 16 10

16 mm2 16 25 35 25 25 16

25 mm2 25 50 70 35 50 25

35 mm2 35 70 95 50 70 35

50 mm2 50 70 120 70 95 50

70 mm2 70 120 150 120 95 70

75 mm2 70 120 150 120 95 70

95 mm2 95 150 240 150 120 95

120 mm2 95 185 240 185 CU Autoportante 120 120 NKY

6 mm2 6 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 16 10 16 10

16 mm2 16 25 25 16 25 16

20 mm2 25 35 35 25 35 16

25 mm2 25 50 50 25 50 25

33 mm2 35 70 70 50 70 35

35 mm2 35 70 70 50 70 35

50 mm2 50 95 120 70 95 50

70 mm2 70 120 185 95 120 70

95 mm2 95 150 240 185 NA2XY 150 NA2XY 150

120 mm2 120 185 NA2XY 185 NA2XY 185 NA2XY 185 NA2XY 185





300 mm2 300 NYY 300 NYY 300 NYY 300 NYY 300 NYY 300





Tabla N° 9


NYY Equivalencia en

NA2XY Equivalencia en


CU Protegido Equivalencia en AL Autoportante

Equivalencia en CU Autoportante

NYY - Unipolar o Tripolar

6 mm2 6 10 16 10 16 10

8 mm2 10 16 16 10 16 10

10 mm2 10 16 16 10 16 10

13 mm2 16 25 25 16 25 16

16 mm2 16 25 25 16 25 16

20 mm2 25 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 50 25 50 25

33 mm2 35 70 70 50 70 35

35 mm2 35 70 70 50 70 35

50 mm2 50 95 120 70 95 50

70 mm2 70 120 185 95 120 70

95 mm2 95 150 240 185 NA2XY 150 NA2XY 150










NA2XY

10 mm2 6 10 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 10 16 10

25 mm2 16 25 25 16 25 16

35 mm2 25 35 35 25 35 25

50 mm2 25 50 50 35 50 25

70 mm2 35 70 95 50 70 50

95 mm2 50 95 120 70 95 70

120 mm2 70 120 185 95 120 70

150 mm2 95 150 240 150 150 95

185 mm2 120 185 NA2XY 185 185 NA2XY 185 120




NYBY

70 mm2 70 120 185 95 120 70


N2XY

6 mm2 6 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 16 10 16 10

16 mm2 16 25 25 16 25 16

25 mm2 25 50 50 25 50 25

35 mm2 35 70 70 50 70 35

50 mm2 50 95 120 70 95 70

70 mm2 70 120 185 95 120 70

95 mm2 95 150 240 150 150 95

120 mm2 120 185 NA2XY 185 185 NA2XY 185 120




300 mm2 N2XY 300 N2XY 300 N2XY 300 N2XY 300 N2XY 300 N2XY 300





3. Tablas de Equivalencia de Alumbrado Público

3.1 Alumbrado Sector Urbano de Alta Densidad

Tabla N° 10

Existente Adaptado

Incandescente Sodio

100 W 70 W

Fluorescente Sodio

40 W 70 W

Luz mixta Sodio

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

80 W 70 W

125 W 70 W

250 W 150 W

400 W 250 W

Sodio Sodio

50 W 70 W

70 W 70 W

150 W 150 W

250 W 250 W

400 W 400 W

LED LED

40 W 40 W

60 W 60 W

65 W 65 W

90 W 90 W

105 W 105 W

130 W 130 W

150 W 150 W

180 W 180 W

240 W 240 W



3.2 Alumbrado Sector Urbano de Media y Baja Densidad

Tabla N° 11

Existente Adaptado

Incandescente Sodio

100 W 50 W

Fluorescente Sodio

40 W 50 W

Luz mixta Sodio

80 W 50 W

100 W 50 W

160 W 70 W

250 W 70 W

400 W 150 W

500 W 150 W

Mercurio Sodio

80 W 50 W

125 W 70 W

250 W 150 W

400 W 250 W

Sodio Sodio

50 W 50 W

70 W 70 W

150 W 150 W

250 W 250 W

400 W 250 W

LED LED

40 W 40 W

60 W 60 W

65 W 65 W

90 W 90 W

105 W 105 W

130 W 130 W

150 W 150 W

180 W 180 W

240 W 240 W



3.3 Alumbrado Sector Urbano Rural

Tabla N° 12

Existente Adaptado

Incandescente Sodio

100 W 50 W

Fluorescente Sodio

40 W 50 W

Luz mixta Sodio

80 W 50 W

100 W 50 W

160 W 70 W

250 W 70 W

400 W 70 W

500 W 70 W

Mercurio Sodio

80 W 50 W

125 W 70 W

250 W 70 W

400 W 70 W

Sodio Sodio

50 W 50 W

70 W 70 W

150 W 70 W

250 W 70 W

400 W 70 W

LED LED

40 W 40 W

60 W 40 W

65 W 40 W

90 W 40 W

105 W 40 W

130 W 40 W

150 W 40 W

180 W 40 W

240 W 40 W



3.4 Alumbrado Sector Rural y SER

Tabla N° 13

Existente Adaptado

Incandescente Sodio

100 W 50 W

Fluorescente Sodio

40 W 50 W

Luz mixta Sodio

80 W 50 W

100 W 50 W

160 W 50 W

250 W 50 W

400 W 50 W

500 W 50 W

Mercurio Sodio

80 W 50 W

125 W 50 W

250 W 50 W

400 W 50 W

Sodio Sodio

50 W 50 W

70 W 50 W

150 W 50 W

250 W 50 W

400 W 50 W

LED LED

40 W 40 W

60 W 40 W

65 W 40 W

90 W 40 W

105 W 40 W

130 W 40 W

150 W 40 W

180 W 40 W

240 W 40 W



4. Zonas Geográficas de Tipo de Ambiente 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:

Tabla N° 14

Documents

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ... - … · elevadoras/reductoras y subestaciones de seccionamiento. 3.- Baja Tensión (BT).- Comprende las redes aéreas y subterráneas del servicio