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Director: GERARDO BARRAZA SOTO Lima, lunes 27 de diciembre de 2004

FUNDADO EN 1825 POR EL LIBERTADOR SIMÓN BOLÍVAR

REPUBLICA DEL PERU

DIARIO OFICIAL

Organismo Supervisor de la Inversión en EnergíaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

División de Distribución Eléctrica

Norma

“Guía de Elaboración delValor Nuevo de

Reemplazo (VNR) de lasInstalaciones de

Distribución Eléctrica”

Resolución OSINERG Nº 329-2004-OS/CD

NORMAS LEGALES


RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA

INVERSIÓN EN ENERGÍA OSINERGNº 329-2004-OS/CD

Lima, 21 de diciembre de 2004

VISTOS:

Los Informes Técnicos OSINERG-GART/DDE Nº 056-2004 y OSINERG-GART/DDE Nº 060-2004 elabo-rados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, en adelante "GART", del Organismo Supervisor de laInversión en Energía, en adelante "OSINERG", y el informe emitido por la Asesoría Legal OSINERG-GART-AL-2004-172.

CONSIDERANDO:

Que, mediante la Resolución Nº 001-2004-OS/CD, de fecha 7 de enero de 2004, se aprobó la norma "Guíade Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica", en ade-lante "Guía del VNR";

Que, debido a diversos pedidos efectuados por las empresas de distribución eléctrica sobre aspectoscontenidos en la Guía del VNR, el OSINERG efectuó una revisión integral de la misma y vio por convenientemodificar los numerales 2.2.5 y 3.2.5 referidos a los criterios de adaptación que deben utilizarse para la presen-tación de la información y el cálculo del VNR adaptado, incorporar nuevos códigos en los Anexos Nº 2 y Nº 3 yactualizar el Anexo Nº 4;

Que, la Resolución OSINERG Nº 308-2004-OS/CD, publicada el 25 de noviembre de 2004, dispuso lapublicación del proyecto de modificaciones de la norma "Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo(VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica", en cumplimiento a lo dispuesto en el Reglamento Gene-ral del OSINERG aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y con el objeto que los interesados remi-tan por escrito sus comentarios a la GART del OSINERG;

Que, a consecuencia de la publicación del proyecto de modificaciones mencionado se recibieron sugeren-cias de diversas empresas de distribución eléctrica, las mismas que han sido analizadas por la GART, habién-dose acogido las sugerencias que contribuyen al logro de los objetivos de la norma;

Que, a efectos de contar con un texto actualizado de la Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reempla-zo, resulta conveniente aprobar una nueva Guía en lugar de diversas modificaciones parciales;

Que, habiéndose cumplido con la publicación correspondiente e incorporadas las modificaciones perti-nentes, se ha seguido el procedimiento dispuesto por el artículo 25º del Reglamento General del OSINERG,razón por la cual se encuentra expedita la aprobación de la norma "Guía de Elaboración del Valor Nuevo deReemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica" y su exposición de motivos, por el ConsejoDirectivo, en aplicación de la función normativa que le otorga el inciso c) del artículo 3º de la Ley Nº 27332 - LeyMarco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos así como el artículo22º del citado Reglamento General;

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de laInversión Privada en los Servicios Públicos, en el Reglamento General del OSINERG aprobado medianteDecreto Supremo Nº 054-2001-PCM, en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, en suReglamento aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM, así como en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Leydel Procedimiento Administrativo General;

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Apruébese la norma "Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de lasInstalaciones de Distribución Eléctrica", así como su exposición de motivos, la misma que consta de cinco (5)Capítulos, una (1) Disposición Complementaria, una (1) Disposición Transitoria y seis (6) Anexos, los cualesforman parte integrante de la presente resolución.

Artículo 2º.- Dispóngase la publicación, en el Diario Oficial El Peruano y en la página web del OSINERG:www.osinerg.gob.pe, de la presente Resolución, de la norma "Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reem-plazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica" y del Informe OSINERG-GART/DDE Nº 060-2004sobre el análisis de los comentarios y sugerencias recibidas al proyecto de modificaciones de la norma.

Artículo 3º.- Déjese sin efecto la Resolución Nº 001-2004-OS/CD y las demás disposiciones que seopongan a la presente Resolución.

ALFREDO DAMMERT LIRAPresidente del Consejo Directivo

(N. de E. La presente resolución fue publicada con su Exposición de Motivos en la edición del 23 de diciembrede 2004 de la Separata de Normas Legales)


1. Introducción

1.1 Objetivo

Establecer los requerimientos de información y los pro-cedimientos que deberán emplear las empresas de distri-bución eléctrica, para efectos de la elaboración y presen-tación de la información del Valor Nuevo de Reemplazode las instalaciones de distribución eléctrica, de confor-midad con la Ley de Concesiones Eléctricas y su Regla-mento.

1.2 Antecedentes

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

- Los gastos financieros durante el período de la cons-trucción, calculados con una tasa de interés que nopodrá ser superior a la tasa de actualización fijada en elartículo 79º de la LCE.

- Los gastos y compensaciones por el establecimientode las servidumbres utilizadas.

- Los gastos por concepto de estudios y supervisión.

El artículo 77º de la LCE establece que el OSINERG, cadacuatro años, procederá a actualizar el VNR de las instala-ciones de distribución eléctrica con la información presenta-da por las empresas de distribución eléctrica. Asimismo,establece que en el caso de obras nuevas o retiros, el OSI-NERG incorporará o deducirá su respectivo VNR.

La ex Comisión de Tarifas Eléctricas, (hoy OSINERG), me-diante la Resolución Nº 014-95 P/CTE aprobó la Guía deElaboración del VNR, documento base de las fijaciones delVNR correspondientes a las regulaciones de las tarifas dedistribución eléctrica de los años 1997 y 2001.

1.3 Descripción General

La presente guía consta de cinco (5) capítulos, una (1) dis-posición complementaria, una (1) disposición transitoria yseis (6) anexos cuyo contenido se describe brevemente acontinuación:

Capítulo 1: Introducción- Objetivo, antecedentes y descripción general de la guía.

Capítulo 2: Información de las Instalaciones de Distri-bución Eléctrica- Descripción de la información técnica y gráfica de las

instalaciones de distribución eléctrica para la efectosde la presentación de la información del VNR.

CONTENIDO

1. Introducción1.1 Objetivo1.2 Antecedentes1.3 Descripción General

2. Información de las Instalaciones de Distribución Eléctrica2.1 Instalaciones de Distribución Eléctrica2.2 Requerimientos de Información

2.2.1 Información de la Organización2.2.2 Información de las Instalaciones Eléctricas Existentes2.2.3 Información de las Instalaciones No Eléctricas Existentes2.2.4 Información Catastral2.2.5 Información de las Instalaciones Eléctricas Adaptadas2.2.6 Información de las Instalaciones No Eléctricas Adaptadas

3. Procedimientos para la Elaboración de la Información3.1 Pautas para la Elaboración de la Información

3.1.1 Estructuración de la Información3.1.2 Tratamiento de la Información Técnica y Gráfica

3.2 Procesos3.2.1 Elaboración de la Información Técnica y Gráfica3.2.2 Carga y Validación de la Información Técnica y Gráfica3.2.3 Altas y Bajas de las Instalaciones Existentes3.2.4 Consolidación de Metrados de las Instalaciones3.2.5 Valorización de las Instalaciones3.2.6 Remisión de la Información

4. Cálculo del VNR4.1 Etapas del Proceso

4.1.1 Validación de la Información4.1.2 Determinación de los Costos Estándar de Inversión4.1.3 Cálculo del VNR

5. Remisión de la Información5.1 Formatos de la Estructura Organizacional5.2 Formatos de las Instalaciones de Distribución Eléctrica5.3 Formatos de los Costos Estándar de Inversión

Disposición ComplementariaDisposición TransitoriaAnexos


Capítulo 3: Procedimientos para la Elaboración de laInformación- Descripción de los procedimientos para la elaboración

de la información técnica y gráfica de las instalacionesde distribución eléctrica, los mismos que incluyen laspautas y procesos a considerar.

Capítulo 4: Proceso de Cálculo del VNR- Descripción del proceso de cálculo del VNR que

comprende la consolidación de metrados y valori-zación.

Capítulo 5: Remisión de la Información- Descripción de las pautas para la remisión de la infor-

mación, así como de los formatos a utilizar.

Disposición Complementaria- Remisión de información del VNR para empresas que

atienden hasta 20 000 usuarios.

Disposición Transitoria- Determinación de las altas y bajas para la fijación del

VNR del año 2005.

Anexos- Anexo 1: Pautas para la elaboración de la informa-

ción.- Anexo 2: Lista de códigos VNR.- Anexo 3: Lista de códigos complementarios.- Anexo 4: Estructura de datos.- Anexo 5: Formatos de valorización y metrados.- Anexo 6: Criterios técnicos de adaptación de las

instalaciones de distribución eléctrica por sectortípico.

2. Información de las Instalacionesde Distribución Eléctrica

2.1 Instalaciones de Distribución Eléctrica

Las instalaciones de distribución eléctrica destinadas a laprestación del servicio de distribución eléctrica, compren-den las instalaciones eléctricas y no eléctricas.

Las instalaciones eléctricas se organizan de acuerdo a losiguiente:

- Media Tensión (MT)

Comprende las redes aéreas y subterráneas de media ten-sión, así como, los correspondientes equipos de protec-ción y seccionamiento.

- Subestaciones

Comprende las subestaciones de distribución MT/BT, lassubestaciones elevadoras/reductoras (sólo para instalacio-nes existentes) y las subestaciones de seccionamiento.

- Baja Tensión (BT)

Comprende las redes aéreas y subterráneas de baja ten-sión del servicio particular y las instalaciones del alumbra-do público (redes aéreas y subterráneas, equipos de alum-brado y equipos de control).

En la siguiente figura se muestra un esquema de las insta-laciones eléctricas:

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN (CT)

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

CT

Salida en Media Tensión

Acometida de Terceros

Subestación de Terceros

Equipo de Protección y

Seccionamiento

Usuario MT

Nodo de Enlace MT

Subestación de Distribución

MT/BT

Subestación de Seccionamiento

Equipo de Control de Alumbrado

Público

Tramo de Baja Tensión

Equipo de Alumbrado Público

Estructura de BTSalida en Baja

TensiónAcometida

Punto de Conexión del Suministro

(1 a n suministros)

Estructura de MT

Tensión Nominal 1 Tensión Nominal 2

Subestación Elevadora / Reductora

Tramo de Media Tensión


MT/BT

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN (CT)

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

CT


Acometida de Terceros

Subestación de Terceros

Equipo de Protección y

Seccionamiento

Usuario MT

Nodo de Enlace MT


MT/BT


Equipo de Control de Alumbrado

Público



Estructura de BTSalida en Baja

TensiónAcometida


(1 a n suministros)

Estructura de MT

Tensión Nominal 1 Tensión Nominal 2

Subestación Elevadora / Reductora



MT/BT


2.2.1 Información de la Organización

Empresa

La información requerida es la siguiente:

- Código de la empresa.- Nombre de la empresa.- Demanda máxima de la empresa.- Demanda máxima del alumbrado público de la empre-

sa.- Datum.- Zona UTM donde se encuentra la empresa.- Año al que corresponde la información.

Sector Típico


- Código del sector típico.- Nombre del sector típico.- Demanda máxima del sector típico.- Demanda máxima del alumbrado público del sector tí-

pico.

Sistema Eléctrico


- Código del sistema eléctrico.- Nombre del sistema eléctrico.- Código del sector típico.- Tipo de sistema eléctrico.- Demanda máxima del sistema eléctrico.- Demanda máxima del alumbrado público del sistema

eléctrico.- Código de la empresa a la que pertenece.

Centro de Transformación


- Código del centro de transformación.- Nombre del centro de transformación.- Tensiones nominales.- Demanda máxima del centro de transformación.- Demanda máxima del alumbrado público del centro de

transformación.- Potencia instalada del centro de transformación.- Potencia segura (de reserva) del centro de transforma-

ción.- Potencia contratada por el mercado libre.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

Central de Generación Aislada


- Código de la central de generación aislada.- Nombre de la central de generación aislada.- Código del sistema eléctrico al que pertenece.- Tipo de central.- Tensión nominal.- Demanda máxima de la central de generación aislada.- Demanda máxima del alumbrado público de la central

de generación aislada.- Potencia instalada de la central de generación aislada.- Potencia segura (de reserva) de la central de genera-

ción aislada.- Potencia contratada por el mercado libre.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

2.2.2 Información de las Instalaciones Eléctricas Exis-tentes

2.2.2.1 Media Tensión

Salida de Media Tensión (Inicio del Alimentador de MT)

Punto de vinculación entre el centro de transformación o lacentral de generación aislada y la red de media tensión.

Las empresas de distribución eléctrica presentarán la va-lorización y los metrados de sus instalaciones eléctricasexistentes y adaptadas, los cuales se consolidarán deacuerdo a lo siguiente:

- Media Tensión (MT)

- Alimentador de MT.- Centro de Transformación o Central de Generación

Aislada.- Sistema Eléctrico.- Sector Típico.- Empresa.

- Subestaciones

- Alimentador de MT.- Centro de Transformación o Central de Generación


- Baja Tensión (BT)

- Circuito BT.- Subestación de Distribución MT/BT.- Alimentador de MT.- Centro de Transformación o Central de Generación


Las instalaciones no eléctricas son aquellas inversionesen infraestructura y equipamiento que se requiere para laprestación del servicio de distribución eléctrica, excluyén-dose las inversiones en instalaciones eléctricas. Se orga-nizan de acuerdo a lo siguiente:

- Terrenos.- Edificios y Construcciones.- Equipos y Vehículos de Transporte y Carga.- Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control.- Equipos de Comunicación.- Equipos de Oficina.- Equipos de Computación.- Otros Equipos.

Las empresas de distribución eléctrica presentarán la va-lorización y los metrados de sus instalaciones no eléctri-cas existentes y adaptadas.

2.2 Requerimientos de Información

La información está compuesta por información técnica ygráfica de las instalaciones de distribución eléctrica existen-tes y adaptadas, así como información catastral, la mismaque será reportada a través de medios magnéticos usandoaplicaciones que oportunamente definirá el OSINERG.

Instalaciones de Distribución Eléctrica

Tipo deExistentes y Adaptadas

InformaciónInformación Instalaciones Instalaciones Catastral

Eléctricas No Eléctricas

Técnica � � �

Gráfica � � �

En el caso de la información gráfica de las instalaciones noeléctricas, ésta sólo se refiere a terrenos, edificios y cons-trucciones.

La información técnica involucra toda la información referi-da a las características técnicas de las instalaciones eléc-tricas y no eléctricas.

La información gráfica involucra toda la información nece-saria para una adecuada representación gráfica de las ins-talaciones, para lo cual se usará coordenadas UTM (Uni-versal Transverse Mercator) con datum PSAD56 o WGS84,o el que defina el OSINERG posteriormente, siempre ycuando, toda la información de la empresa se remita en unmismo datum y zona UTM (17, 18 ó 19).


No incluye el interruptor de salida del alimentador.


- Código de la salida.- Código del centro de transformación o de la central de

generación aislada al que pertenece.- Código del sistema eléctrico al que pertenece.- Nombre de la salida asignado por la empresa.- Tensión nominal.- Demanda máxima.- Potencia nominal.- Potencia contratada por el mercado libre.- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.


Parte de la red de media tensión con igual tipo de material,sección y fase, o limitado por una derivación hacia otrotramo de la red, utilizado para transferir electricidad entredos puntos de la misma.


- Código del tramo.- Código de la salida a la que pertenece.- Tensión nominal.- Tipo de circuito (troncal o lateral).- Tipo de red (aérea o subterránea).- Código VNR que identifica el material, sección y fase

del conductor o cable.- Tipo de estructura (poste).- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Longitud del tramo.- Código del tramo anterior o tramo padre.- Coordenadas de los vértices de la polilínea.

Equipos de Protección y Seccionamiento

El equipo de protección se refiere al conjunto de elemen-tos diseñados para detectar fallas u otras situaciones anor-males en una red eléctrica y permitir la eliminación o aisla-miento de las éstas.

El equipo de seccionamiento tiene como función cortar, porrazones operativas o de mantenimiento, el suministro detoda o una parte de las instalaciones.

Los equipos de protección y seccionamiento comprendelos equipos instalados en la red (instalación exterior) y losinstalados en las subestaciones de seccionamiento (insta-lación interior). Se agrupan en interruptores, seccionado-res, reconectadores y otros.


- Código del equipo.- Código del tramo sobre el que está instalado o de la

subestación de seccionamiento donde se encuentrainstalado.

- Tensión nominal.- Código VNR que identifica el equipo.- Tipo de instalación (exterior o interior).- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

Nodo de Enlace

Punto de vinculación o conexión entre un tramo de mediatensión y las subestaciones. El Nodo de Enlace se relacio-na con dos tablas, el mismo que tiene dos campos de enla-ce: el identificador del tramo de media tensión y el identifi-cador de la subestación. Se utiliza para determinar la topo-logía y conectividad de las instalaciones de distribucióneléctrica.


- Código del nodo.- Código del tramo al cual está conectado.- Código de la subestación a la que pertenece.- Tensión nominal.- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas del vértice de la polilínea del tramo que

llega o sale de la subestación.

Estructura

También denominada poste. Es el conjunto de elementosutilizados para soportar las redes y/o equipos de protec-ción y seccionamiento. En algunos casos, estas estructu-ras pueden ser compartidas por las redes de media ten-sión y baja tensión.


- Código de la estructura.- Código del tramo de media tensión y/o tramo de baja

tensión al cual soporta.- Etiqueta de la estructura asignada por la empresa.- Código VNR que identifica el tipo de estructura y altura.- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

2.2.2.2 Subestaciones

Subestación de Distribución MT/BT (SED MT/BT)

Una subestación de distribución MT/BT es el conjunto deinstalaciones dedicadas a la transformación de la energíaeléctrica desde una red de media tensión hacia una red debaja tensión e instalaciones de alumbrado público.


- Código de la SED MT/BT.- Código de la salida de MT a la que pertenece.- Tensiones nominales.- Demandas máximas del servicio particular y alumbra-

do público.- Potencia instalada.- Etiqueta de la subestación asignada por la empresa.- Código del subcomponente asociado.- Código VNR que identifica el tipo de subestación, po-

tencia y fases.- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

Subestación Elevadora/Reductora

Se utiliza para elevar o reducir el nivel de tensión en undeterminado punto de la red.


- Código de la subestación.- Código de la salida de MT a la que pertenece.- Tensiones nominales.- Potencia instalada.- Etiqueta de la subestación asignada por la empresa.- Código del subcomponente asociado.- Código VNR que identifica el tipo de subestación, po-



Es un tipo particular de subestación pues no transforma laenergía eléctrica. Comprende generalmente los equipos deprotección y seccionamiento, y su infraestructura. Es utili-zada para efectuar maniobras de traspaso de carga de unalimentador a otro.



- Código de la subestación.- Código de la salida de MT a la que pertenece.- Tensiones nominales.- Etiqueta de la subestación asignada por la empresa.- Código del subcomponente asociado.- Código VNR que identifica el tipo de subestación, po-


2.2.2.3 Baja Tensión

Salida de Baja Tensión

Punto de vinculación entre la subestación de distribuciónMT/BT y la red de baja tensión.


- Código de la salida.- Código de la subestación de distribución MT/BT a la

que pertenece o de la central de generación aislada deser el caso.

- Tensión nominal.- Nombre de la salida asignado por la empresa.- Tipo de servicio (servicio particular o alumbrado públi-

co).- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.


Parte de la red de baja tensión con igual tipo de material,sección y fase, o limitado por una derivación hacia otrotramo de la red, utilizado para transferir electricidad entredos puntos de la misma.


- Código del tramo.- Código de la salida de baja tensión al que pertenece.- Tipo de red (aérea o subterránea).- Códigos VNR del servicio particular que identifica el

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

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

ción y fase del conductor o cable.- Tipo de estructura (poste).- Longitud del tramo.- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Código del tramo anterior o tramo padre.- Coordenadas de los vértices de la polilínea.

Acometida

Derivación que parte de la red de servicio particular parasuministrar energía eléctrica a la conexión eléctrica delusuario.


- Código de la acometida.- Tramo de baja tensión al que pertenece.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de los vértices de la polilínea.


El punto de conexión del suministro se refiere al punto ter-minal de la acometida del cual se alimenta a uno o variossuministros.


- Código del punto de conexión del suministro.- Código de la acometida a la cual pertenece.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.

- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

Suministro

Se refiere al suministro del usuario final que es atendido através del punto de conexión.


- Código del suministro.- Código del punto de conexión del suministro al que per-

tenece (usuarios en baja tensión).- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Código de la subestación de distribución MT/BT al que

pertenece (usuarios en media tensión).

Estructura

También denominada poste. Es el conjunto de elementosutilizados para soportar las redes y/o equipos de protec-ción y seccionamiento. En algunos casos, estas estructu-ras pueden ser compartidas por las redes de media ten-sión y baja tensión.

La información requerida se señala en la descripción de lainformación de media tensión.


Está conformado por la luminaria, lámpara y sus acceso-rios de conexión.


- Código del equipo de alumbrado.- Código del tramo de baja tensión al cual está conecta-

do.- Código del tramo de vía al cual pertenece.- Ubicación del equipo de alumbrado en la vía.- Código del parque al cual pertenece.- Código VNR que identifica el tipo de luminaria, tipo de

lámpara y potencia.- Código del tipo de pastoral.- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

Equipo de Control de Alumbrado Público

Es un equipo auxiliar que permite controlar (conectar ydesconectar) en forma manual o automática las instalacio-nes de alumbrado público.


- Código del equipo de control.- Código de la salida en baja tensión a la cual pertenece.- Tipo de red en la que se encuentra (aérea o subterrá-

nea).- Código VNR que identifica el tipo de equipo de control.- Tipo de propietario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Fechas de puesta en servicio y retiro.- Coordenadas de ubicación.

2.2.3 Información de las Instalaciones No EléctricasExistentes

Las instalaciones no eléctricas son aquellas inversio-nes en infraestructura y equipamiento que se requierepara la prestación del servicio de distribución eléctri-ca, excluyéndose las inversiones en instalaciones eléc-tricas.

Terrenos

Se agruparán según su uso en terrenos para almacén deequipos, terrenos para almacén de vehículos, terrenos paraoficinas, terrenos para centros de atención al público y otrosterrenos.



- Código del terreno.- Código del sistema eléctrico al cual pertenece.- Código del componente y subcomponente asociados.- Uso del terreno.- Dirección o ubicación.- Área.- Costo unitario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Coordenadas de los vértices del polígono.

Edificios y Construcciones

Se agruparán según su uso almacén de equipos, almacénde vehículos, oficinas, centros de atención al público y, otrosedificios y construcciones.


- Código del edificio o construcción.- Código del sistema eléctrico al cual pertenece.- Código del componente y subcomponente asociados.- Uso del edificio o construcción.- Dirección o ubicación.- Área.- Costo unitario.- Año de construcción.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.- Coordenadas de los vértices del polígono.

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga

Se agruparán en vehículos administrativos, vehículos ope-rativos, equipos y vehículos de carga y, otros equipos yvehículos.


- Código del equipo o vehículo.- Código del edificio o construcción al que se encuentra

asignado el equipo y/o vehículo.- Código del componente y subcomponente asociados.- Uso.- Descripción.- Marca.- Modelo.- Año.- Cantidad.- Costo unitario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.

Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y Control

Se agruparán en equipos de almacén, equipos de maes-tranza, equipos de medición y equipos de control.


- Código del equipo.- Código del edificio o construcción al que se encuentra

asignado el equipo.- Uso.- Descripción.- Cantidad.- Costo unitario.- Estado del elemento respecto a la fijación anterior.

Equipos de Comunicación

Se agruparán en telefonía fija (centrales y estaciones), te-lefonía móvil, estaciones de radio y antenas, radios portá-tiles y otros equipos de comunicación.




Equipos de Oficina

Se refiere a equipos como escritorios, credenzas, máqui-nas de escribir, etc. Se agruparán en equipos para oficina,equipos para la atención al público y otros equipos de ofici-na.




Equipos de Computación

Se agruparán en equipos de red de cómputo, estacionesde trabajo, impresoras, servidores, otros equipos de cóm-puto, softwares técnicos, softwares de gestión y otros soft-wares.




Otros Equipos

Comprende otros equipos que están vinculados directa-mente con las actividades de distribución eléctrica y queno están contemplados en ninguno de los rubros anterio-res.




2.2.4 Información Catastral

La información catastral es aquella necesaria para la re-presentación gráfica de las vías, tramos de vía, parques,manzanas, zonas históricas o monumentales y zonas deconcesión.

Vía

Es el conjunto de calles, avenidas, trochas y caminos deherradura por donde circulan los vehículos y peatones.


- Código de la vía.- Nombre de la vía.- Denominación de la vía.

Tramo de Vía

Es aquella parte de la vía que tiene iguales característicascomo número de carriles, corte de calle, etc. En su recorri-do puede tener cambios de dirección, los cuales originanvértices ubicados sobre el eje del tramo de vía.


- Código del tramo de vía.- Código de la vía a la que pertenece.- Tipo de vía.- Tipo de alumbrado.


- Sentido del tramo de vía.- Ancho de la vía, número de pistas, número de carriles.- Tipo de calzada.- Coordenadas de los vértices de la polilínea.

Para efectos de la guía se considerará como tramo de víaa aquella parte de la vía que tiene el mismo tipo de alum-brado y el mismo tipo de vía.

Parque

Se denomina parque a las plazas, zonas verdes y espa-cios colectivos destinados al esparcimiento y la preserva-ción de áreas verdes.


- Código del parque.- Tipo de parque.- Nombre del parque.- Coordenadas de los vértices del polígono.

Manzana

Es el conjunto de casas o lotes que se encuentran entre laintersección de varios tramos de vías.


- Código de la manzana.- Coordenadas de los vértices del polígono.

Zonas Históricas o Monumentales

Son los espacios reservados para la preservación de zo-nas con valor histórico o cultural.


- Código de la zona histórica o monumental.- Nombre de la zona histórica o monumental.- Coordenadas de los vértices del polígono.

Para efectos de la guía se consideran zonas históricas omonumentales aquellos sectores de la ciudad que poseenun número apreciable de ambientes urbanos monumenta-les, valor histórico y urbanístico de conjunto que requierende un tratamiento especial en lo que respecta a la instala-ción, operación y mantenimiento de las instalaciones dedistribución eléctrica con el fin de preservar el patromoniocultural.

Zona de Concesión

Es una área geográfica otorgada en concesión para reali-zar actividades de distribución eléctrica.


- Código de la zona de concesión.- Coordenadas de los vértices del polígono.

2.2.5 Información de las Instalaciones Eléctricas Adap-tadas

Para la elaboración de la información de las instalacioneseléctricas adaptadas se deberá tener en cuenta los crite-rios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas yResoluciones del OSINERG. Para efectos de la presenta-ción de la información del VNR, las empresas utilizarán loscriterios de adaptación que se señalan en el anexo Nº 6.

2.2.5.1 Media Tensión

Tramo de Media Tensión Adaptado

Al adaptarse el tramo de media tensión existente, éste pue-de dividirse en varios segmentos según los criterios deadaptación.


- Código del tramo existente que se ha adaptado.- Número de secuencia que representa los tramos en que

se ha dividido el tramo existente.

- Tensión nominal.- Tipo de red (aérea o subterránea).- Código VNR que identifica el material, sección y fase

del conductor o cable.- Tipo de estructura (poste).- Longitud del tramo.

Equipos de Protección y Seccionamiento Adaptado


- Código del equipo existente.- Tensión nominal.- Código VNR que identifica el equipo.- Tipo de instalación (exterior o interior).

2.2.5.2 Subestaciones

Subestación de Distribución MT/BT (SED MT/BT) Adap-tada


- Código de la SED MT/BT existente.- Tensiones nominales.- Potencia instalada.- Código VNR que identifica el tipo de subestación, po-

tencia y fases.

Subestación de Seccionamiento Adaptada


- Código de la subestación existente.- Tensiones nominales.- Código VNR que identifica el tipo de subestación, po-

tencia y fases.

2.2.5.3 Baja Tensión

Tramo de Baja Tensión Adaptado


- Código del tramo existente que se ha adaptado.- Número de secuencia que representa los tramos en que

se ha dividido el tramo existente.- Tipo de red (aérea o subterránea).- Tipo de servicio (servicio particular o alumbrado público).- Códigos VNR del servicio particular que identifica el

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

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

ción y fase del conductor o cable.- Tipo de estructura (poste).- Longitud del tramo.

Equipo de Alumbrado Público Adaptado


- Código del equipo de alumbrado existente.- Tipo de red (aérea o subterránea).- Código VNR que identifica el tipo de luminaria, tipo de

lámpara y potencia.- Código del tipo de pastoral.

Equipo de Control de Alumbrado Público Adaptado


- Código del equipo de control.- Tipo de red (aérea o subterránea).- Código VNR que identifica el tipo de equipo de control.

2.2.6 Información de las Instalaciones No EléctricasAdaptadas

Para la elaboración de la información de las instalacioneseléctricas adaptadas se deberá tener en cuenta los crite-rios establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas yResoluciones del OSINERG. Los criterios de adaptacióndefinitivos en cada fijación del VNR, serán establecidos porla GART del OSINERG durante el proceso de fijación, los


mismos que serán comunicados oportunamente a las em-presas.

Terrenos Adaptados


- Código del terreno existente.- Área adaptada.- Costo unitario.

Edificios y Construcciones Adaptadas


- Código del edificio o construcción existente.- Área adaptada.- Costo unitario.

Equipos y Vehículos de Transporte y Carga Adaptados


- Código del equipo o vehículo existente.- Descripción.- Cantidad.- Costo unitario.

Equipos de Almacén, Maestranza, Medición y ControlAdaptados



Equipos de Comunicación Adaptados



Equipos de Oficina Adaptados



Equipos de Computación Adaptados



Otros Equipos Adaptados



3. Procedimientos para la Elabora-ción de la Información

En el presente capítulo se describe los procedimientos quelas empresas deberán seguir para la elaboración de la in-formación de las instalaciones de distribución eléctrica.

3.1 Pautas para la Elaboración de la Informa-ción

3.1.1 Estructuración de la Información

La información de las instalaciones de distribución eléctri-ca se organizará de acuerdo a la siguiente estructura:

ESTRUCTURA DE LA INFORMACIÓN

EMPRESA SECTORES TÍPICOS SISTEMAS ELÉCTRICOSCENTROS DE

TRANSFORMACIÓNCENTRALES DE

GENERACIÓN AISLADAALIMENTADORES

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL

MEDIA TENSIÓN

SUBESTACIONESBAJA

TENSIÓNTERRENOS

EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES

EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE y

CARGA

EQUIPOS DE ALMACÉN,

MAESTRANZA, MEDICIÓN y CONTROL

EQUIPOS DE COMUNICACIÓN

EQUIPOS DE

OFICINA

EQUIPOS DE COMPUTACIÓN

OTROSEQUIPOS

INSTALACIONES NO ELÉCTRICASINSTALACIONES ELÉCTRICAS

COSTOS UNITARIOS DE MEDIA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOS DE SUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOS DE BAJA TENSIÓN

ORGANIZACIÓN DE COSTOS

VNRMEDIA TENSIÓN

VNRSUBESTACIONES

VNRBAJA TENSIÓN

VNRINSTALACIONES NO

ELÉCTRICAS

VNR

ESTRUCTURA DE LA INFORMACIÓN

EMPRESA SECTORES TÍPICOS SISTEMAS ELÉCTRICOSCENTROS DE

TRANSFORMACIÓNCENTRALES DE

GENERACIÓN AISLADAALIMENTADORES

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL

MEDIA TENSIÓN

SUBESTACIONESBAJA

TENSIÓNTERRENOS

EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES

EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE TRANSPORTE y

CARGA

EQUIPOS DE ALMACÉN,

MAESTRANZA, MEDICIÓN y CONTROL

EQUIPOS DE COMUNICACIÓN

EQUIPOS DE

OFICINA

EQUIPOS DE COMPUTACIÓN

OTROSEQUIPOS

INSTALACIONES NO ELÉCTRICASINSTALACIONES ELÉCTRICAS

COSTOS UNITARIOS DE MEDIA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOS DE SUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOS DE BAJA TENSIÓN

ORGANIZACIÓN DE COSTOS

VNRMEDIA TENSIÓN

VNRSUBESTACIONES

VNRBAJA TENSIÓN

VNRINSTALACIONES NO

ELÉCTRICAS

VNR


3.1.1.1 Estructura Organizacional

La información de las instalaciones de distribución eléctri-ca se consolidará de acuerdo a lo siguiente:

- Empresa.- Sector Típico.- Sistema Eléctrico.- Centro de Transformación o Central de Generación Ais-

lada.- Alimentador de Media Tensión.

3.1.1.2 Estructura de las Instalaciones Eléctricas

La información de las instalaciones eléctricas se consoli-dará en tres grupos: Media Tensión, Subestaciones y BajaTensión. Asimismo, dentro de cada uno de los grupos men-cionados, la información se consolidará de acuerdo a losiguiente:

Media Tensión

Este grupo considera los siguientes componentes:

- Red Aérea, con los siguientes subcomponentes:

� Red Aérea.� Red Aérea – Neutro.

- Red Subterránea, con los siguientes subcomponentes:

� Red Subterránea.

- Equipos de Protección y Seccionamiento, con los si-guientes subcomponentes:

� Interruptores.� Seccionadores.� Reconectadores.� Otros.

- Estructuras, con los siguientes subcomponentes:

� Estructuras.

- Seccionamientos y Enlaces, con los siguientes subcom-ponentes:

� Seccionamientos y Enlaces.

Subestaciones


- Subestaciones de Distribución MT/BT, con los siguien-tes subcomponentes:

� Subestación Aérea Monoposte.� Subestación Aérea Biposte.� Subestación Convencional.� Subestación Compacta Pedestal.� Subestación Compacta Bóveda.

- Otras Subestaciones, con los siguientes subcomponen-tes:

� Subestación Elevadora/Reductora.� Subestación de Seccionamiento.

Baja Tensión


- Red Aérea, con los siguientes subcomponentes:

� Red Aérea Servicio Particular.� Red Aérea Servicio Particular – Neutro.� Red Aérea Servicio Particular – Sobre estructura

SP.� Red Aérea Alumbrado Público – Sobre estructura


AP.� Equipos de Alumbrado Público.� Equipos de Control del Alumbrado Público.

� Estructuras de la Red Aérea Servicio Particular.� Estructuras de la Red Aérea Alumbrado Público.

- Red Subterránea, con los siguientes subcomponentes:

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

blico.

3.1.1.3 Estructura de las Instalaciones No Eléctricas

La información de las instalaciones no eléctricas se con-solidará de acuerdo a lo siguiente:

Instalaciones No Eléctricas


- Terrenos, con los siguientes subcomponentes:

� Terrenos para Almacén de Equipos.� Terrenos para Almacén de Vehículos.� Terrenos para Oficinas.� Terrenos para Centros Atención al Público.� Otros Terrenos.

- Edificios y Construcciones, con los siguientes subcom-ponentes:

� Almacén de Equipos.� Almacén de Vehículos.� Oficinas.� Centros de Atención al Público.� Otros Edificios y Construcciones.

- Equipos y Vehículos de Transporte y Carga, con los si-guientes subcomponentes:

� Vehículos Administrativos.� Vehículos Operativos.� Equipos y Vehículos de Carga.� Otros Equipos y Vehículos.

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

� Equipos de Almacén.� Equipos de Maestranza.� Equipos de Medición.� Equipos de Control.

- Equipos de Comunicación, con los siguientes subcom-ponentes:

� Telefonía Fija.� Telefonía Móvil.� Estaciones de Radio y Antenas.� Radios Portátiles.� Otros Equipos de Comunicación.

- Equipos de Oficina, con los siguientes subcomponen-tes:

� Equipos para Oficina.� Equipos para la Atención al Público.� Otros Equipos de Oficina.

- Equipos de Computación, con los siguientes subcom-ponentes:

� Equipos de Red de Cómputo.� Estaciones de Trabajo.� Impresoras.� Servidores.� Otros Equipos de Cómputo.� Softwares Técnicos.� Softwares de Gestión.� Otros Softwares.


- Otros Equipos, con los siguientes subcomponentes:

� Otros Equipos.

3.1.2 Tratamiento de la Información Técnica y Gráfica

En la elaboración de la información técnica y gráfica de lasinstalaciones de distribución eléctrica, se deberá tener encuenta las pautas que se indican en el anexo Nº 1, adicio-nalmente, se deberá tener en cuenta los siguientes aspec-tos:

3.1.2.1 Códigos VNR

El código VNR es el que identifica las características físi-cas de los elementos de las instalaciones de distribucióneléctrica. La lista de códigos VNR se detallan en el anexoNº 2.

Los códigos VNR no podrán ser modificados por las em-presas. De ser necesario nuevos códigos, éstos deberánser solicitados al OSINERG.

En el anexo Nº 3 se indican los códigos de empresa, sec-tor típico y sistema eléctrico, los códigos de grupos, com-ponentes y subcomponentes, así como otros necesariospara la elaboración de la información.

3.1.2.2 Tablas de Datos

Las tablas de datos se elaborarán en tablas de texto y con-tendrán la información de las instalaciones de distribucióneléctrica con los atributos técnicos y gráficos respectivos.Los campos numéricos a utilizarse en todas las tablas nocontendrán más de dos decimales.

Las tablas de datos servirán de base para la carga de lainformación a un sistema de base de datos que será pro-porcionado por el OSINERG. La estructura de las tablasde datos se detalla en el anexo Nº 4.

3.1.2.3 Identificador Único de los Elementos

Cada elemento, sea de una instalación eléctrica o no eléc-trica, o información catastral, debe tener un identificadorúnico (código) con las siguientes características:

- Es único, sin repetición en su respectiva tabla.- Es invariable durante la vida del elemento.- Es asignado libremente por cada empresa.- Está conformado por caracteres alfanuméricos.- Tiene una longitud mínima de un caracter y una longi-

tud máxima señalada en cada tabla.

3.1.2.4 Altas y Bajas de las Instalaciones

Las altas y bajas de las instalaciones de distribución eléc-trica se controlan a través de tres datos: la fecha de puestaen servicio, la fecha de retiro y el estado del elemento conrespecto a la fijación anterior. Todos los elementos infor-mados tienen una fecha de puesta en servicio, en tantoque la fecha de retiro sólo se usa al dar de baja un elemen-to. En el anexo Nº 1 se indican las pautas para las altas ybajas de las instalaciones.

3.1.2.5 Información Gráfica

Cada empresa preparará toda la información gráfica utili-zando coordenadas UTM relacionadas a una sola zona(zona 17, 18 ó 19). En el anexo Nº 1 se indican las pautaspara la elaboración de la información gráfica.

3.2 Procesos

Para la elaboración de la información técnica y gráfica, lasempresas de distribución eléctrica tendrán en cuenta lossiguientes procesos:

- Elaboración de la Información Técnica y Gráfica.- Carga y Validación de la Información Técnica y Gráfica.- Altas y Bajas de las Instalaciones Existentes.- Consolidación de Metrados de las Instalaciones.- Valorización de las Instalaciones.

3.2.1 Elaboración de la Información Técnica y Gráfica

Corresponde a las empresas de distribución eléctrica laelaboración de la información técnica y gráfica de acuerdocon las pautas y procesos señalados en la presente guía.Entre las actividades a realizar se tienen las de recopila-ción, estructuración y codificación de la información.

Las actividades de recopilación están compuestas por lastareas de campo y gabinete que permitan reflejar la situa-ción, a una determinada fecha, de las instalaciones de dis-tribución eléctrica. Para el desarrollo de estas tareas, lasempresas harán uso de recursos de personal (propios oterceros) y de sistemas de información bajo su responsa-bilidad.

La actividades de estructuración y codificación compren-de las tareas de elaboración de la información teniendopresente la estructuración organizacional y de las instala-ciones señalada, así como los códigos VNR.

Las tablas de datos que se elaborarán con la informaciónse detallan en el anexo Nº 4.

3.2.2 Carga y Validación de la Información Técnica yGráfica

La carga y validación de la información técnica y gráfica serárealizada por las empresas tomando como base las tablasde datos elaboradas y haciendo uso de un sistema de basede datos que será proporcionado por el OSINERG. El siste-ma que proporcionará el OSINERG permitirá la carga de lainformación y su validación, consolidación de metrados y suvalorización, reporte y remisión de la información del VNRde las instalaciones de distribución eléctrica.

La validación de la información técnica y gráfica permitirádetectar posibles inconsistencias de la información previa-mente a la remisión de la misma al OSINERG.

3.2.3 Altas y Bajas de las Instalaciones Existentes

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

El proceso de Alta se da por la inclusión de nuevas instala-ciones eléctricas y no eléctricas debido a las siguientesrazones:

- Por reforzamiento de la red.- Por reemplazo de instalaciones producto de mejoras

tecnológicas.- Por la ejecución de obras o instalaciones nuevas.

El proceso de Baja se presenta cuando la empresa retirainstalaciones existentes, lo cual puede ocurrir por las si-guientes razones:


tecnológicas.- Por renovación debido al cumplimiento de la vida útil de

la instalación.

Las empresas elaborarán y realizarán el mantenimiento dela información de las altas y bajas de las instalaciones deacuerdo a las pautas que se señalan en el anexo Nº 1.

3.2.4 Consolidación de Metrados de las Instalaciones

La consolidación de los metrados será realizada a travésdel sistema de base de datos de acuerdo a la estructura-ción de la información señalada en las pautas para la ela-boración de la información.

3.2.5 Valorización de las Instalaciones

Para efectos de la entrega de la información, la valoriza-ción de las instalaciones se realizará con los Costos Es-tándar de Inversión de las Instalaciones de DistribuciónEléctrica establecidos en la última fijación del VNR.

La valorización de las instalaciones existentes tomará encuenta los metrados de las instalaciones existentes.


La valorización de las instalaciones adaptadas tomará encuenta los metrados de las instalaciones adaptadas obte-nidas de acuerdo a los criterios establecidos en la Ley deConcesiones Eléctricas y Resoluciones del OSINERG.Para efectos de la presentación de la información del VNR,las empresas utilizarán los criterios de adaptación que seseñalan en el anexo Nº 6.

3.2.6 Remisión de la Información

La información de las instalaciones de distribución eléctri-ca será remitida por las empresas de acuerdo a lo señala-do en el capítulo 5 de la presente guía.

4. Cálculo del VNREl cálculo del VNR de las instalaciones de distribucióneléctrica se realizará de acuerdo a los criterios esta-blecidos por la Ley de Concesiones Eléctricas y Reso-luciones del OSINERG, así como los criterios que es-tablezca el OSINERG en las fijaciones del VNR, con lainformación, reportada por las empresas, de los metra-dos y costos estándar de inversión de las instalacionesde distribución eléctrica al 30 de junio del año anterior

a aquel en que se regulen las tarifas de distribucióneléctrica.

4.1 Etapas del Proceso

El proceso de cálculo del VNR se realizará de acuerdo alas siguientes etapas:

Primera Etapa

– Validación de la información presentada por las empre-sas de distribución eléctrica.

Segunda Etapa

– Determinación de los costos estándar de inversión delas instalaciones de distribución eléctrica por sector dedistribución típico.

Tercera Etapa

– Cálculo del VNR.

En el siguiente diagrama se muestra un resumen del pro-ceso de cálculo del VNR:

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

Carga de la información en base de datos

Resultados del cálculo del VNR

Inicio

Plataforma Técnica y Gráfica

Revisión de la base de datos y la información técnica

Verificación de la información en campo

Informe técnicoVNR de las instalaciones de distribución

Observaciones a las empresas

Etapa 1

Etapa 2

Análisis de la informaciónMateriales y recursos

Armados de construcción típicosCostos estándar de inversión

Presentación de la información por parte de las empresas

Revisión de la información

Determinación de los costos estándar de inversión

Etapa 3

Determinación de las instalaciones de distribución eléctrica

Aplicación de los criterios técnicos de optimización de acuerdo a los criterios de la LCE


Valorización de las instalaciones de distribución eléctrica

Información validada

Fin

Subsanación de observaciones


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

Carga de la información en base de datos

Resultados del cálculo del VNR

Inicio

Plataforma Técnica y Gráfica

Revisión de la base de datos y la información técnica

Verificación de la información en campo

Informe técnicoVNR de las instalaciones de distribución


Etapa 1

Etapa 2

Análisis de la informaciónMateriales y recursos

Armados de construcción típicosCostos estándar de inversión

Presentación de la información por parte de las empresas

Revisión de la información

Determinación de los costos estándar de inversión

Etapa 3

Determinación de las instalaciones de distribución eléctrica

Aplicación de los criterios técnicos de optimización de acuerdo a los criterios de la LCE


Valorización de las instalaciones de distribución eléctrica

Información validada

Fin




4.1.1 Validación de la Información

La validación de la información tiene por finalidad contarcon información válida de las instalaciones de distribu-ción eléctrica existentes a partir de la cual se determi-narán las instalaciones de distribución eléctrica adapta-das.

La validación comprenderá la revisión de la consistenciade la información técnica y gráfica reportada por las em-presas. Las observaciones que se encuentren en la etapade validación serán comunicadas a las empresas con lafinalidad de que las empresas mejoren la calidad de la in-formación reportada.

Asimismo, como parte del proceso de validación de lainformación se realizará la verificación en campo de lainformación de las instalaciones existentes, para lo cualse realizará un proceso de selección donde se prioriza-rá las instalaciones posteriores a la última fijación delVNR.

Se verificará lo siguiente:

Instalaciones Eléctricas

– Alimentadores de media tensión comprendidos por lared de media tensión y, los equipos de protección y sec-cionamiento, así como las subestaciones de distribu-ción MT/BT, subestaciones de seccionamiento, subes-taciones elevadoras/reductoras y subestaciones de ter-ceros asociadas.

– Subestaciones de distribución MT/BT comprendidas porla red de baja tensión del servicio particular y alumbra-do público asociadas.

Instalaciones No Eléctricas

– Terrenos, edificios, construcciones, vehículos, equiposde cómputo, equipos de almacén, equipos de comuni-cación, equipos de oficina y otros.

Las observaciones que se encuentren como consecuen-cia de la verificación de campo serán comunicadas alas empresas. Si éstas no son absueltas satisfactoria-mente se aplicará un factor de ajuste a nivel empresaaplicable al VNR de las instalaciones de distribucióneléctrica.

4.1.2 Determinación de los Costos Estándar de Inver-sión

Los costos estándar de inversión de las instalacionesde distribución eléctrica por sector típico permitirán elcálculo del VNR de las instalaciones de distribucióneléctrica.

Dichos costos considerarán costos de mercado de ma-teriales y recursos, diseños óptimos de las instalacio-nes y la información remitida por las empresas de dis-tribución eléctrica en el sistema que el OSINERG esta-blezca para tal fin. Asimismo, consideran los costos in-directos de la empresa de distribución eléctrica comocostos de ingeniería, gastos generales e interés inter-calario.

Las empresas reportarán al OSINERG, en los plazos ymedios que se establezcan, los estudios sustentato-rios de los costos estándar de inversión con el detallede los costos y cantidades de los materiales y recur-sos utilizados que deberán ser sustentados a través deórdenes de compra, contratos de compra, facturas, etc.,así como, estudios de análisis de rendimientos para elsustento de las cantidades de recursos. La obtenciónde los costos mencionados considerarán diseños ópti-mos con economías de escala adecuadas y costos demercado.

Los costos estándar de inversión por sector típico deberánser desarrollados para las siguientes instalaciones de dis-tribución eléctrica.

Media Tensión

- Red Aérea.

� Red Aérea.� Red Aérea – Neutro.

- Red Subterránea.

� Red Subterránea.

- Equipos de Protección y Seccionamiento.

� Interruptores.� Seccionadores.� Reconectadores.� Otros.

Subestaciones

- Subestaciones de Distribución MT/BT.

� Subestación Aérea Monoposte.� Subestación Aérea Biposte.� Subestación Convencional.� Subestación Compacta Pedestal.� Subestación Compacta Bóveda.

- Otras Subestaciones.

� Subestación Elevadora/Reductora.� Subestación de Seccionamiento.

Baja Tensión

- Red Aérea.

� Red Aérea Servicio Particular.� Red Aérea Servicio Particular – Neutro.� Red Aérea Servicio Particular – Sobre estructura



AP.� Equipos de Alumbrado Público.� Equipos de Control del Alumbrado Público.

- Red Subterránea.

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

blico.

Los costos estándar de inversión se organizarán de acuer-do a lo siguiente:

ORGANIZACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN

EMPRESA

COSTOS POR CADA SECTOR TÍPICO

COSTOS UNITARIOSSUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOSBAJA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOSMEDIA TENSIÓN

ORGANIZACIÓN DE LOS COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN

EMPRESA

COSTOS POR CADA SECTOR TÍPICO

COSTOS UNITARIOSSUBESTACIONES

COSTOS UNITARIOSBAJA TENSIÓN

COSTOS UNITARIOSMEDIA TENSIÓN

4.1.3 Cálculo del VNR

El cálculo del VNR comprenderá la determinación y valori-zación de las instalaciones de distribución eléctrica y delas inversiones no eléctricas de las empresas de distribu-ción eléctrica de acuerdo con los criterios de prestacióndel mismo servicio, tecnología vigente, precios vigentes yrechazo de bienes innecesarios establecidos por la Ley deConcesiones Eléctricas.


El cálculo del VNR al 30 de junio del año que corres-ponda, se realizará a partir del metrado (base) aproba-do en la última fijación del VNR, para lo cual se consi-derará las altas y las bajas de las instalaciones de dis-tribución eléctrica ocurridas en el último período decuatro años.

ialiii MABMBM )4(4 −− +=

Donde:

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

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

MAB(i-4) al i

: Metrado de las altas menos las bajas ocurridasen el período (i-4) al i

El VNR de las instalaciones de distribución eléctrica adap-tadas al 30 de junio del año que corresponda se obtendrámediante la siguiente fórmula:

iii CEIMVNR ×=

Donde:

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

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

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

5. Remisión de la Información

La información que se reportará al OSINERG para la ac-tualización del VNR, corresponderá a la situación de lasinstalaciones al 30 de junio del año anterior a aquel en quese fijen las tarifas de distribución eléctrica. La fecha límitede presentación será el 30 de setiembre del año que co-rresponda.

Las empresas de distribución eléctrica remitirán anualmenteal OSINERG las altas y bajas de sus instalaciones al 30 dejunio de cada año. La fecha límite de presentación será el30 de setiembre del mismo año.

La información se remitirá en archivos magnéticos hacien-do uso del sistema de base de datos que proporcionaráOSINERG.

Los formatos de reporte de la información se organizaránde acuerdo a lo siguiente:

� Formatos de la estructura organizacional.� Formatos de las instalaciones de distribución eléctrica.� Formatos de los costos estándar de inversión.

5.1 Formatos de la Estructura Organizacional

Los formatos son los siguientes:

ST Sectores Típicos por Empresa

SE Sistemas Eléctricos por Empresa

CT Centros de Transformación por Empresa

AL Alimentadores por Centro de Transformación

SB Subestaciones por Alimentador

5.2 Formatos de las Instalaciones de Distri-bución Eléctrica

Los formatos se organizarán de acuerdo a lo siguiente:

1. A NIVEL DE EMPRESA

A1 Formato Resumen del VNR

A2 Formato Resumen del VNR por Sector Típico ySistema Eléctrico

2. A NIVEL DE SECTOR TÍPICO

B1 Formato Resumen del VNR

3. A NIVEL DE SISTEMA ELÉCTRICO

C1 Formato Resumen del VNR

C2 Formato del VNR de las Instalaciones No Eléc-tricas

4. A NIVEL DE MEDIA TENSIÓN

CM1 Formato del VNR y Metrado de Media Tensiónpor Sistema Eléctrico

CM2 Metrado de Media Tensión por Sistema Eléctri-co y Centro de Transformación

CM3 Formato del VNR y Metrado de Media Tensiónpor Centro de Transformación

CM4 Metrado de Media Tensión por Centro de Trans-formación y Alimentador

CM5 Formato del VNR y Metrado de Media Tensiónpor Alimentador

5. A NIVEL DE SUBESTACIONES

CS1 Formato del VNR y Metrado de Subestacionespor Sistema Eléctrico

CS2 Metrado de Subestaciones por Sistema Eléctri-co y Centro de Transformación

CS3 Formato del VNR y Metrado de Subestacionespor Centro de Transformación

CS4 Metrado de Subestaciones por Centro de Trans-formación y Alimentador

CS5 Formato del VNR y Metrado de Subestacionespor Alimentador

CS6 Relación de Subestaciones por Centro de Trans-formación y Alimentador

6. A NIVEL DE BAJA TENSIÓN

CB1 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión porSistema Eléctrico

CB2 Metrado de Baja Tensión por Sistema Eléctricoy Centro de Transformación

CB3 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión porCentro de Transformación

CB4 Metrado de Baja Tensión por Centro de Trans-formación y Alimentador

CB5 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión porAlimentador

CB6 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión porSubestación

CB7 Metrado de Baja Tensión por Subestación y Cir-cuito

CB8 Formato del VNR y Metrado de Baja Tensión porCircuito


V NR MED IA TE NS IÓN P OR SISTEM A

ELÉC TRIC O

VN R SU BES TAC IO NE S P OR S ISTEM A

ELÉC TR IC O

V NR BAJA TEN SIÓN P OR S IST EM A ELÉC T RIC O

VN R INS TALAC ION ES N O ELÉC TRICA S A N IVEL DE

S IST EM A ELÉC T R IC O

C M 1 C S1 C B1 C 2

ME TR AD O M ED IA

T EN SIÓN PO R S IST EM A EL ÉCTR IC O Y C ENT R O D E T RAN SFOR M AC IÓN

M ET RA DO SU BESTAC ION ES PO R SIS TE MA ELÉ CT R IC O Y

C ENTR O DE T R AN SFO R MAC IÓN

M ET R AD O B AJA

TE NSIÓN POR S IST E MA ELÉC TRICO Y C EN T RO DE T RA NS FOR M AC IÓ N

C M 2 C S2 C B2

V NR MED IA TE NS IÓN P OR C EN T RO D E

T R ANS FOR M AC IÓ N

VN R SU BES TAC IO NE S POR C EN T RO D E

T R AN SFO R MAC IÓN

V NR BAJA TEN SIÓN P OR C EN TR O D E

T R AN SFOR MAC IÓN

C M 3 C S3 C B3

ME TR AD O M ED IA T EN SIÓN POR C EN TR O

DE T R AN SFO R MAC IÓN Y ALIM EN TAD OR

M ET RA DO SU BESTAC ION ES PO R

C ENTR O DE T RAN SFOR M AC IÓN Y

ALIME NTAD OR

M ET R AD O B AJA T EN SIÓN P OR C EN TRO

D E TR AN SFOR MA CIÓN Y ALIME NTAD OR

C M 4 C S4 C B4

V NR MED IA TE NS IÓN

PO R ALIM EN TA DO R

VN R SU BES TAC IO NE S

P OR AL IM EN T AD OR

V NR BAJA TEN SIÓN P OR

ALIME NTAD OR

C M 5 C S5 C B5

VN R A NIVEL D E EM PR ESA

VN R A N IVE L D E SEC T OR T ÍP IC O

VN R A N IVE L D E SISTEM A E LÉC TR ICO

V NR BAJA TEN SIÓN P OR S UBE STA CIÓN

C B6

M ET R AD O B AJA T EN SIÓN P OR

SU BESTAC IÓ N Y

C IR C U ITO

C B7

V NR BAJA TEN SIÓN P OR C IR C U ITO

C B8

A1

A2

B1

C 1

RE LAC IÓN D E SU BESTAC ION ES PO R


ALIME NTAD OR

C S6

V NR MED IA TE NS IÓN P OR SISTEM A

ELÉC TRIC O

VN R SU BES TAC IO NE S P OR S ISTEM A

ELÉC TR IC O

V NR BAJA TEN SIÓN P OR S IST EM A ELÉC T RIC O

VN R INS TALAC ION ES N O ELÉC TRICA S A N IVEL DE

S IST EM A ELÉC T R IC O

C M 1 C S1 C B1 C 2

ME TR AD O M ED IA

T EN SIÓN PO R S IST EM A EL ÉCTR IC O Y C ENT R O D E T RAN SFOR M AC IÓN

M ET RA DO SU BESTAC ION ES PO R SIS TE MA ELÉ CT R IC O Y

C ENTR O DE T R AN SFO R MAC IÓN

M ET R AD O B AJA

TE NSIÓN POR S IST E MA ELÉC TRICO Y C EN T RO DE T RA NS FOR M AC IÓ N

C M 2 C S2 C B2

V NR MED IA TE NS IÓN P OR C EN T RO D E

T R ANS FOR M AC IÓ N

VN R SU BES TAC IO NE S POR C EN T RO D E

T R AN SFO R MAC IÓN

V NR BAJA TEN SIÓN P OR C EN TR O D E

T R AN SFOR MAC IÓN

C M 3 C S3 C B3

ME TR AD O M ED IA T EN SIÓN POR C EN TR O

DE T R AN SFO R MAC IÓN Y ALIM EN TAD OR

M ET RA DO SU BESTAC ION ES PO R


ALIME NTAD OR

M ET R AD O B AJA T EN SIÓN P OR C EN TRO

D E TR AN SFOR MA CIÓN Y ALIME NTAD OR

C M 4 C S4 C B4

V NR MED IA TE NS IÓN

PO R ALIM EN TA DO R

VN R SU BES TAC IO NE S

P OR AL IM EN T AD OR

V NR BAJA TEN SIÓN P OR

ALIME NTAD OR

C M 5 C S5 C B5

VN R A NIVEL D E EM PR ESA

VN R A N IVE L D E SEC T OR T ÍP IC O

VN R A N IVE L D E SISTEM A E LÉC TR ICO

V NR BAJA TEN SIÓN P OR S UBE STA CIÓN

C B6

M ET R AD O B AJA T EN SIÓN P OR

SU BESTAC IÓ N Y

C IR C U ITO

C B7

V NR BAJA TEN SIÓN P OR C IR C U ITO

C B8

A1

A2

B1

C 1

RE LAC IÓN D E SU BESTAC ION ES PO R


ALIME NTAD OR

C S6


5.3 Formatos de los Costos Estándar de In-versión

Los formatos son los siguientes:

CUMT Costos Estándar de Inversión de las Instalacio-nes Eléctricas de Media Tensión

CUSE Costos Estándar de Inversión de Subestacio-nes

CUBT Costos Estándar de Inversión de las Instalacio-nes Eléctricas de Baja Tensión

Los formatos que se entregarán en medio impreso son lossiguientes:

� A nivel de empresa (formatos A1 y A2).� A nivel de sector típico (formato B1).� A nivel de sistema eléctrico (formato C1).

En el anexo Nº 5 se adjunta los formatos de la estructuraorganizacional, las instalaciones de distribución eléctrica ylos costos estándar de inversión.

Disposición ComplementariaÚnica.- Las empresas concesionarias de distribución eléc-trica que atiendan hasta 20 000 usuarios sujetos a regula-ción de precios, podrán remitir su información del VNR deacuerdo a lo siguiente:

� La información alfanumérica a través de los formatoscontenidos en el anexo Nº 5 de la guía, utilizando lascorrespondientes listas de códigos complementarios ycódigos VNR.

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

Disposición TransitoriaÚnica.- Para la fijación del VNR correspondiente al año2005 con información al 30/06/2004, las altas y bajas sedeterminarán por diferencia de la información consolidadaa nivel empresa. A partir de julio de 2004, las empresasdeberán llevar el control de las altas y bajas de sus instala-ciones, de acuerdo con lo señalado en la presente guía.

Anexos

Anexo 1 : Pautas para la Elaboración de la Información

Anexo 2 : Lista de Códigos VNR

Anexo 3 : Lista de Códigos Complementarios

Anexo 4 : Estructura de Datos

Anexo 5 : Formatos de Valorización y Metrados

Anexo 6 : Criterios Técnicos de Adaptación

ANEXO Nº 1

PAUTAS PARA LA ELABORACIÓNDE LA INFORMACIÓN

PAUTAS PARA LA ELABORACIÓN DELA INFORMACIÓN

1. Criterios para el Relevamiento de la Información

A continuación se desarrollan los criterios centralespara la asignación de componentes y subcomponentes

de las instalaciones de distribución eléctrica. El objeti-vo central de este desarrollo es establecer como prin-cipio fundamental la no validez de una doble inclusiónde ningún componente o subcomponente. Nada debeestar repetido o duplicado pues conlleva a un doble re-conocimiento.

Una regla general relevante está referida al orden de asig-nación de los componentes y subcomponentes:

� Se asignan las redes de media tensión (MT) y sus es-tructuras.

� Luego se sigue con las redes de servicio particular (SP).� Finalmente las redes de alumbrado público (AP).

De esta manera, si se encuentra estructuras que per-tenecen a MT pero son usadas también por otras re-des, estas estructuras quedarán asignadas a MT. Igualocurre con estructuras que están siendo usadas porredes SP y AP, pues las estructuras quedarán asigna-das a SP.

Entre los criterios para el relevamiento de la informaciónque se desarrollan a continuación están incluidos: el trata-miento de las redes compartidas, estructuras compartidas,redes autoportantes, subestaciones de transformación deltipo elevadora/reductora, subestaciones de seccionamien-to, redes de distribución eléctrica de sistemas aislados,centros de transformación que alimentan dos o más siste-mas eléctricos, etc.

Caso 1: Red Aérea SP y AP

Se tiene:

A1.1 Red aérea servicio particular (SP).A2 Red aérea alumbrado público (AP) - sobre estructu-

ra SP.A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se

reporta la estructura “P”.

SPAP

Estructura “P”

Red : SPAP sobre estructura SP

Estructura : SP

SPAP

Estructura “P”

Red : SPAP sobre estructura SP

Estructura : SP

Si se tiene una red aérea servicio particular y red aéreaalumbrado público sobre una misma estructura, al hacer elrelevamiento de la información, la estructura será conside-rada en el metrado correspondiente a la red aérea servicioparticular.

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



AP

Estructura “P”

Red : APEstructura : AP

AP

Estructura “P”

Red : APEstructura : AP

Tratándose de una red aérea alumbrado público con es-tructuras exclusivas, el metrado de las estructuras seránparte 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 públi-

co. Se reporta la estructura “P”.

Estructura “P”

SPAP

Red : SPAP en zanja SP

Estructura : AP

Estructura “P”

SPAP

Red : SPAP en zanja SP

Estructura : AP

Si se tiene red subterránea servicio particular y red subte-rránea alumbrado público en la misma zanja, al hacer elrelevamiento de la información, la estructura será conside-rada en el metrado correspondiente a la red subterráneaalumbrado público.

Caso 4: Red Aérea SP

Se tiene:

A.1.1 Red aérea servicio particular.A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Se


SP

Estructura “P”

Red : SPEstructura : SP

SP

Estructura “P”

Red : SPEstructura : SP

Al tratarse de una red aérea servicio particular en estruc-turas exclusivas, el metrado de las estructuras serán partede la red aérea servicio particular.

Caso 5: Red Aérea SP y AP sobre estructura MT

Se tiene:

Baja TensiónA1.1 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 TensiónD1 Estructuras de media tensión. La estructura “P” se

reporta en media tensión.

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 pertene-ciente a una red de media tensión tanto por una red aéreaservicio particular como por una red aérea alumbrado pú-blico, la estructura debe ser considerada dentro del metra-do de las estructuras de media tensión.

Caso 6: Red Aérea AP sobre estructura MT

Se tiene:

Baja TensiónA3 Red aérea alumbrado público sobre estructura tipo

E (sin estructura o red compartida).


Media TensiónD1 Estructuras de media tensión. La estructura “P” se

reporta en media tensión.

AP


Red : AP (tipo E)Estructura : MT

AP


Red : AP (tipo E)Estructura : MT

En el caso de uso compartido de una estructura pertene-ciente a una red de media tensión por una red aérea alum-brado público, la estructura debe ser considerada dentrodel 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 demadera (A), hormigón (B), concreto (C) o fierro (D).

A1.3 Red aérea servicio particular - sobre estructura SPcon el mismo tipo de estructura reportado en A1.1.

A2 Red aérea alumbrado público - sobre estructura SPcon el mismo tipo de estructura reportado en A1.1.

A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular. Sereporta la estructura “P”.

SP

AP

Estructura “P”Ejemplo: Concreto ( C )

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

Estructura : SP (tipo C)

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

Cuando se tengan varias redes de servicio particular yalumbrado público sobre una misma estructura, el metradode las estructuras deberá ser considerado en la red aéreaservicio particular, en tanto que para el resto de redes (otrasde servicio particular y alumbrado público) se consideraráque comparten la estructura y se reportará con el mismotipo de estructura.

Caso 8: Red Aérea SP y AP sin estructura (adosada amuro)

Se tiene:

A1.1 Red aérea servicio particular sobre estructura tipoE (sin estructura o red compartida).

A2 Red aérea alumbrado público sobre estructura tipoE (sin estructura o red compartida).

SP

AP

Nodo


SP

AP

Nodo


Si se tiene una red de servicio particular y una de alumbra-do público llegando a nodos (adosada a muro), no hay es-tructuras que cuantificar, por lo que la red deberá ser re-portada como tipo E (sin estructura o red compartida).

Caso 9: Derivación en nodo (en red aérea no soporta-da en estructura)

Se tiene:

A1.1 Red aérea servicio particular, (V1 + V2) sobre el tipode estructura correspondiente.

A2 Red aérea alumbrado público, (V1 + V2) sobre elmismo tipo de estructura del servicio particular.

A6.1 Estructuras de la red aérea servicio particular.

Red : SP (V1 + V2)AP sobre estructura SP (V1 + V2)

Estructura : SP

Nodo

V1 V2

Red : SP (V1 + V2)AP sobre estructura SP (V1 + V2)

Estructura : SP

Nodo

V1 V2

Caso 10: Red Aérea SP y AP en estructura compartida

Se tiene:





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, comoparte del metrado de las estructuras de la red aérea servi-cio 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 alum-

brado público.A6.2 Estructuras de la red aérea alumbrado público.B3 Red subterránea alumbrado público.

AP

Red : AP red aéreaAP red subterránea (cruce)

Estructuras : AP

AP

AP

Red : AP red aéreaAP red subterránea (cruce)

Estructuras : AP

AP

Las estructuras serán cuantificadas como parte de la redaérea 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.

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

Nodo

V1

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

Nodo

V1

Las estructuras serán consideradas en el metrado corres-pondiente a la red aérea servicio particular.

Caso 13: Red AP en estructura compartida

Se tiene:




SP (C1)

AP (C1)

Red : SP (Circuito 1)AP sobre estructura SP (Circuito 1)AP (Circuito 2)

Estructura : SP

AP (C2)

Estructura “P”

SP (C1)

AP (C1)

Red : SP (Circuito 1)AP sobre estructura SP (Circuito 1)AP (Circuito 2)

Estructura : SP

AP (C2)

Estructura “P”

La estructura compartida debe incluirse una sola vez, comoparte del metrado de las estructuras de la red aérea servi-cio particular.

Caso 14: Redes Autoportantes

En el caso de redes autoportantes que cuenten con red deservicio particular y con red de alumbrado público, se deberápresentar la información indicando primero los cables corres-pondientes al servicio particular y luego los cables correspon-dientes al alumbrado público. El código VNR en ambos casoses el mismo.

En los campos de código VNR de la tabla “Tramo de BajaTensión” se repetirá el código VNR correspondiente tal comose muestra en los siguientes ejemplos:

� Red aérea SP + AP autoportante de aluminio 3x35 mm2

+ 1x25 mm2 + portante (Código VNR = AS035125).

Código Sección SubcomponenteAS035125 3x35 mm2 SPAS035125 1x25 mm2 AP sobre estructura SP


� Red aérea SP + AP autoportante de cobre 3x10 mm2 +2x10 mm2 + portante (Código VNR = CS010210).

Código Sección SubcomponenteCS010210 3x10 mm2 SPCS010210 2x10 mm2 AP sobre estructura SP

Las estructuras en este caso son compartidas y serán con-sideradas en la red aérea servicio particular.

Caso 15: Subestaciones Elevadoras/Reductoras

Estas subestaciones se utilizan para elevar o reducir el ni-vel de tensión en un determinado punto de la red. Constitu-yen un tipo dentro de la entidad subestaciones. Para estecaso, se requiere la información de la tensión en cada unode los nodos de enlace, de entrada y salida.

Las subestaciones elevadoras/reductoras sólo se remiti-rán de manera referencial para las instalaciones eléctricasexistentes. No se consideran como parte del sistema eco-nómicamente adaptado.

Caso 16: Subestaciones de Seccionamiento

Constituyen un tipo dentro de la entidad subestaciones, conla particularidad de que no contienen transformadores.


Modelo

21

345

21

345


Modelo

21

345

21

345

Caso 17: Centros de Transformación que alimentan doso más Sistemas Eléctricos

En estos casos, cada alimentador va asociado únicamen-te a un sistema eléctrico, al cual pertenece.

Sistema Eléctrico 3




AT/MT





AT/MT

Caso 18: Redes de Distribución de Sistemas Aisla-dos

En la mayoría de los sistemas aislados, las redes no seinician en una salida perteneciente a un Centro de Trans-formación sino en el punto de entrega de alguna otra fuen-te de energía, tal como una central hidráulica o térmica.

Pueden existir dos casos:

� Una central de generación aislada con salida en bajatensión y una subestación de transformación que ele-ve el voltaje de salida a media tensión, con lo que elsistema eléctrico estaría compuesto por redes demedia tensión, subestaciones y redes de baja ten-sión.

� Una central de generación aislada con salida en bajatensión, con lo que el sistema eléctrico estaría com-puesto por redes baja tensión.

~Red de Media Tensión

SubestacionesRed de Baja Tensión

Central de Generación

Aislada

Transformador Elevador BT/MT

Modelo

~Central de Generación

Aislada

Salida de Media Tensión


~ Red de Baja TensiónCentral de Generación

Aislada

Modelo


Aislada



~Red de Media Tensión

SubestacionesRed de Baja Tensión

Central de Generación

Aislada

Transformador Elevador BT/MT

Modelo


Aislada



~ Red de Baja TensiónCentral de Generación

Aislada

Modelo


Aislada




Caso 19: Redes de Terceros

El reporte de la información de las instalaciones de terce-ros, relacionada con las redes, será de carácter opcionalsólo en los casos que no sean utilizadas para atender a losusuarios del servicio público de electricidad.

2. Criterios para el Tratamiento de la Información Grá-fica

Alcance

El procedimiento que se describe a continuación es aplica-ble a todas las entidades que tienen una representacióngráfica, lo cual comprende las instalaciones eléctricas, ins-talaciones no eléctricas e información catastral.

Generalidades

El Perú está comprendido dentro de tres zonas internacio-nales, que son la 17, 18 y 19 de las coordenadas UTM. Eleje de abscisas de cada zona está subdividida de 100 000en 100 000 metros, empezando en 150 000 y terminandoen 850 000 para cada zona.

Cada empresa de acuerdo a su zona de concesión puedetener sus redes dentro de una o más zonas de coordenadasUTM, por lo cual se hace necesaria una metodología para launiformización de dicha información georreferenciada.

De acuerdo a lo anterior se puede presentar los siguientescasos:

� CASO 1: La información de la empresa se encuentradentro de una sola zona de coordenadas UTM.

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

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

En este caso la empresa deberá transformar las coor-denadas UTM y referenciarlas a sólo una zona. Dichazona de referencia deberá ser informada a nivel deempresa. Los valores permitidos para la zona de coor-denada son: 17, 18 y 19.

Consideraciones para remitir la Información Gráfica

A. Generales

� Cuando en esta sección del documento se menciona eltérmino “coincide”, se refiere a lo siguiente:

Tolerancia

No coincideCoincide

Tolerancia

No coincideCoincide

Se dice que dos coordenadas o puntos coinciden sison exactamente iguales o si se encuentran dentrode una determinada tolerancia, esta tolerancia seha definido con un valor máximo de 10 cm. para laremisión de la información.

� Cuando se remita la información de polilíneas, la em-presa deberá informar las coordenadas de los vérti-ces en forma secuencial, partiendo del primer vérti-ce hasta el último vértice.

� Cuando se remita la información de polígonos, lascoordenadas del primer vértice y del último vérticedeben ser las mismos. Si la empresa informa losvértices como si se tratara de una polilínea no ce-rrada, entonces se convertirá dicha polilínea en po-lígono.

� Si la empresa, dentro de su información maneja cír-culos y/o arcos conjuntamente con polilíneas, en-tonces deberá convertir dichas geometrías a polilí-neas.

B. Instalaciones Eléctricas

Centro de Transformación� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,

para lo cual la empresa deberá informar las coordena-das UTM de dicho punto.

Salida de Media Tensión� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,


� Para garantizar la conectividad alfanumérica de los da-tos, en cada Salida de MT se debe especificar el códi-go del Centro de Transformación al cual pertenece.

� El punto que representa su ubicación no deberá estar amás de 15 m del punto que representa la ubicación delCentro de Transformación al cual pertenece dicha Sali-da de MT.

� Las ubicaciones (puntos) de las distintas Salidas de MTde un mismo Centro de Transformación deben estar se-paradas entre si.

Tramo de Media Tensión� El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍ-

NEA, para lo cual la empresa deberá informar las coor-denadas UTM de cada uno de los vértices que confor-man dicha polilínea.

� Para garantizar la conectividad alfanumérica de los da-tos, se deben de tener las siguientes consideraciones:

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

o En cada Tramo de MT se debe especificar el códigodel tramo padre para dicho tramo, este tramo padrees el tramo inmediato superior en dirección al puntode alimentación en media tensión como se muestraen la figura siguiente:


� Para garantizar la conectividad gráfica de los Tramosde MT se deben tener las siguientes consideraciones:

o Para los tramos que son el inicio del circuito de ladistribución primaria, el vértice inicial de la polilíneaque representa al tramo deberá coincidir con el puntoque representa la ubicación de la salida de mediatensión.

o Para los tramos que se encuentran a lo largo de lared de distribución primaria, el vértice inicial de lapolilínea que representa a dicho tramo, deberá co-incidir con el vértice final de la polilínea que repre-senta al tramo padre de dicho tramo.

o Para los tramos que llegan a una subestación (dedistribución, de seccionamiento o elevadora/reduc-tora), el vértice final de la polilínea que representa adicho tramo debe coincidir con el punto que repre-senta a un Nodo de Enlace de la subestación.

Estos tres casos se muestran en el gráfico siguiente:

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

Tramo 01

Tramo 02

Nodo de Enlace MT

Subestación

Tra

mo

03

CT

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

Tramo 01

Tramo 02

Nodo de Enlace MT

Subestación

Tra

mo

03

CT

Equipo de Protección y Seccionamiento� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,


� Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empre-sa deberá informar por cada equipo el código del tramode media tensión sobre el cual está instalado o de lasubestación de seccionamiento a la que pertenece.

� Para garantizar la conectividad gráfica, se deben tenerlas siguientes consideraciones:

o Si el equipo se encuentra en la red, entonces lascoordenadas del punto que representa la ubicacióndel equipo deberán coincidir con un punto que per-tenece a la polilínea que representa al tramo demedia tensión sobre el cual está instalado.

o Si el equipo se encuentra en una subestación deseccionamiento, entonces las coordenadas del puntoque representa al equipo deberán coincidir con elpunto que representa a la subestación a la que per-tenece.

� Si se tiene en cuenta la forma que algunas empresasde distribución representan los equipos de media ten-sión, osea a través de una línea, se debe proceder deacuerdo a lo siguiente:

Se tiene el siguiente caso:

Equipo de MT

Tramo 01 Tramo 02

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

Equipo de MT

Tramo 01 Tramo 02

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

Donde:

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

Se tiene las siguientes coordenadas en el sistema de laempresa:

Tramo 01 Equipo de MT Tramo 02Coord. 11 Coord. 12 Coord. 21Coord. 12 Coord. 21 Coord. 22

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

Tramo 01 Equipo de MT Tramo 02Coord. 11 Coord. 12 Coord. 12Coord. 12 Coord. 22

Nodo de Enlace MT

� Esta entidad representa al punto de interconexión entrela subestación y la red de distribución primaria.

� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,para lo cual la empresa deberá informar las coordena-das UTM de dicho punto.

� Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empre-sa deberá informar por cada nodo de enlace, la subes-tación a la cual pertenece y además el tramo de mediatensión mediante el cual dicha subestación se conectaa la red de distribución primaria.

� Para garantizar la conectividad gráfica, la empresa de-berá tener las siguientes consideraciones:

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

o Todas las ubicaciones (puntos) de los nodos de en-lace que pertenecen a una subestación deben estarseparadas entre si.

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

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


CT

3

1 2

4 5

6



CT

3

1 2

4 5

6



CT

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo Padre

Cod Tramo

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo Padre

Cod Tramo


Tramos de Media Tensión

Nodos deEnlace MT

Subestación

Tramos de Media Tensión

Nodos deEnlace MT

Subestación

Subestación� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,


Salida de Baja Tensión� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,

para lo cual la empresa deberá informar las coordena-

das UTM de dicho punto.� Para garantizar la conectividad alfanumérica de los da-

tos, en cada Salida de BT, se debe de especificar elcódigo de la subestación a la cual pertenece.

� El punto que representa su ubicación no deberá estar amás de 6 m. del punto que representa la ubicación de lasubestación a la cual pertenece.

� Las ubicaciones (puntos) de las distintas Salidas de BTde una misma subestación deben estar separadas en-tre si.

Tramo de Baja Tensión� El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍ-


� Para garantizar la conectividad alfanumérica de losdatos, se deben de tener las siguientes considera-ciones:

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

o En cada Tramo de BT se debe de especificar el có-digo del tramo padre para dicho tramo, este tramopadre es el tramo inmediato superior en dirección alpunto de alimentación en baja tensión, como semuestra en la figura siguiente:

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo Padre

Cod Tramo

46

45

14

23

12

01

Cod Tramo Padre

Cod Tramo

3

1 2

4 5

6Salida de

Baja Tensión

Subestación

Donde:Cod Tramo : 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

� Para garantizar la conectividad gráfica de los Tramode BT se deben de tener las siguientes considera-ciones:

o Para los tramos que son el inicio del circuito de ladistribución secundaria, el vértice inicial de la polilí-nea que representa al tramo deberá coincidir con elpunto que representa la ubicación de la salida debaja tensión.

o Para los tramos que se encuentra a lo largo de lared de distribución secundaria, el vértice inicial dela polilínea que representa a dicho tramo deberácoincidir con el vértice final de la polilínea que re-presenta al tramo padre de dicho tramo.

Estos dos casos se muestran en el gráfico siguiente:

(Caso 1)(Caso 2)

Tramo 01 Tramo 02

Salida de BajaTensión T

ram

o 03

Subestación

(Caso 1)(Caso 2)

Tramo 01 Tramo 02

Salida de BajaTensión T

ram

o 03

Subestación


Acometida� El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍ-


� Para garantizar la conectividad alfanumérica de losdatos, en cada Acometida se debe de especificar elcódigo del tramo de baja tensión del cual se alimen-ta.

� Para garantizar la conectividad gráfica, el vértice inicialde la polilínea que representa a la acometida deberácoincidir con un punto que pertenece a la polilínea querepresenta al tramo de baja tensión del cual se alimen-ta.

Punto de Conexión de Suministros� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,


� Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empre-sa deberá informar por cada Punto de Conexión de Su-ministros el código de la acometida del cual se alimen-ta.

� Para garantizar la conectividad gráfica, las coordena-das del punto que representa la ubicación del Punto deConexión de Suministros deberá coincidir con el vérti-ce final de la Acometida de la cual se alimenta.

Equipo de Alumbrado Público� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,


� Para garantizar la conectividad alfanumérica de los da-tos, en cada Equipo de Alumbrado Público se deberáespecificar el código de tramo de baja tensión del cualse alimenta.

� El punto que representa su ubicación no deberá estar amás de 2 m. de la polilínea que representa el tramo debaja tensión del cual se alimenta.

Equipo de Control de Alumbrado Público� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,


� Para garantizar la conectividad alfanumérica, la empre-sa deberá informar por cada Equipo de Control de APel código de la Salida de BT a la cual pertenece.

Estructura� El tipo de geometría que lo representa es un PUNTO,


� Para garantizar la conectividad alfanumérica de los da-tos, se deben tener las siguientes consideraciones:

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

o Si la estructura soporta a un tramo de media ten-sión, entonces deberá especificar el código de tra-mo de media tensión al cual soporta.

� El punto que representa su ubicación no deberá estar amás de 2 m de la polilínea que representa el tramo debaja tensión y/o media tensión al cual soporta.

C. Instalaciones No Eléctricas

Predios� Se considera como predios a todos los terrenos, edifi-

cios y/o construcciones.� El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGO-

NO, para lo cual la empresa deberá informar las coor-denadas de los vértices de dicho polígono.

D. Información Catastral

Tramo de Vía� El tipo de geometría que lo representa es una POLILÍ-


Parque� El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGO-


Manzana� El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGO-


Zonas Monumentales o Históricas� El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGO-


Zona de Concesión� El tipo de geometría que lo representa es un POLÍGO-


3. Criterios para el Tratamiento de las Altas y Bajas

Comprende las actividades, que efectuarán las empresas,relacionadas con la actualización del registro de altas ybajas de sus instalaciones eléctricas y no eléctricas exis-tentes.

El proceso de Alta se da por la inclusión de nuevas instala-ciones eléctricas y no eléctricas debido a las siguientesrazones:


tecnológicas.- Por la ejecución de obras o instalaciones nuevas.

El proceso de Baja se presenta cuando la empresa retirainstalaciones existentes, lo cual puede ocurrir por las si-guientes razones:


tecnológicas.- Por renovación debido al cumplimiento de la vida útil de

la instalación.

El cambio de un equipo por otro similar, sea por manteni-miento o falla, no es considerado como una alta.

Los cambios en la red, tales como la transferencia de redessecundarias de una subestación a otra o la transferencia dederivaciones (ramales) de media tensión de un alimentadora otro, se denominan reformas o transferencias de carga enla red, las mismas que no constituyen altas o bajas.

El manejo de las altas y las bajas será a través de la fechade puesta en servicio y la fecha de retiro o baja, comple-mentándolas con un indicador de estado.

Además, debe considerarse que la incorporación de nue-vos activos (altas) será verificada posteriormente en cam-po.

Medidas Transitorias para la Fijación del VNR al 30/06/2004

Estas medidas transitorias son:

� Los equipos y elementos de red sin registro de fechade su puesta de servicio, serán reportados con su fe-cha de fabricación o en su defecto, con la fecha de suadquisición.

� Cuando un elemento de red es reemplazado por otrode características diferentes, debe informarse como doselementos: Los Elementos Nuevos cuya fecha de puestaen servicio es posterior a la fijación del VNR anterior; y,los Elementos Eliminados con fecha de retiro posteriora la fijación del VNR anterior.

Estas medidas transitorias permitirán administrar las altasy bajas. Los siguientes gráficos esquematizan esta meto-dología:


Redes declaradas para la fijación del año 2000

Redes a ser declaradas para la fijación del año 2004, las obras nuevas se muestran en línea

gruesa y no se ven las instalaciones eliminadas

• Las obras existentes se informarán con una fecha de puesta en servicio previa a la de la fijación anterior

• Las obras nuevas se informarán con fecha de puesta en servicio posterior a la de la fijación anterior (la fecha de puesta en servicio es la indicada entre paréntesis)

• Las instalaciones eliminadas se informan con fecha de retiro, por ejemplo (R2003)

• Cuando una entidad es reemplazada, debe informarse los dos elementos: los Elementos Nuevos (N) que tendrán su fecha de puesta en servicio posterior a la de la fijación anterior y los Elementos Eliminados (X)con su fecha de retiro posterior a la de la fijación anterior

Fijación Año 2004Información a Declarar

Fijación Año 2000 Fijación Año 2004

Esquema de Altas y Bajas

CT(SED)

CT(SED)

E (1999)

E (1999)

E (2000)

E (2000)(2003) (2003)

N N

N (2001)

X

(R2001)

CT(SED)

X (R2003)Redes declaradas para la

fijación del año 2000

Redes a ser declaradas para la fijación del año 2004, las obras nuevas se muestran en línea








Esquema de Altas y Bajas

CT(SED)

CT(SED)

CT(SED)

CT(SED)

E (1999)

E (1999)

E (2000)

E (2000)(2003) (2003)

N N

N (2001)

X

(R2001)

CT(SED)

X (R2003)

E (1999)

E (1999)

E (2000)

E (2000)(2003) (2003)

N N

N (2001)

X

(R2001)

CT(SED)

X (R2003)

Redes declaradas para la fijación del año 2000 Redes a ser declaradas para la

fijación del año 2004, las obras nuevas se muestran en línea








Esquema de Traslados de Carga

E (2000) E (2000)

E (2000) E (2000)

(R2002) (2002) (2002)

E (2000)E (2000)

E (2000) E (2000)

N NX

CT1(SED1)

CT2(SED2)

CT1(SED1)

CT2(SED2)

CT2(SED2)

CT1(SED1)

Redes declaradas para la fijación del año 2000 Redes a ser declaradas para la

fijación del año 2004, las obras nuevas se muestran en línea








Esquema de Traslados de Carga

E (2000) E (2000)

E (2000) E (2000)

(R2002) (2002) (2002)

E (2000)E (2000)

E (2000) E (2000)

N NX

CT1(SED1)

CT2(SED2)

CT1(SED1)

CT2(SED2)

CT1(SED1)

CT2(SED2)

CT1(SED1)

CT2(SED2)

CT2(SED2)

CT1(SED1)


A continuación se desarrollan algunos casos para ilustrar el tratamiento de las altas y bajas:

Caso 1: Eliminación de Elemento Existente

� Se le asigna fecha de retiro.� Se asigna estado “Eliminado” (X).� No implica la eliminación física del registro en la base de datos (delete).

CodSED Alimentador CodVNR Pot Fecha Puesta Fecha Estado CodSED Alimentador CodVNR Pot Fecha Puesta Fecha Estado

Servicio Retiro Servicio Retiro

SE001 PTE01 SM00501 75 SE001 PTE01 SM00501 75

SE002 PTE01 SB01502 75 SE002 PTE01 SB01502 75 01/06/2003 X

SE003 PTE01 SM01001 50 SE003 PTE01 SM01001 50SE004 PTE01 SB01503 50 SE004 PTE01 SB01503 50SE005 PTE01 SB10004 100 SE005 PTE01 SB10004 100SE006 PTE01 SB16004 100 SE006 PTE01 SB16004 100SE007 PTE02 SC10004 400 SE007 PTE02 SC10004 400SE008 PTE02 SV03704 150 SE008 PTE02 SV03704 150SE009 PTE02 SM05004 160 SE009 PTE02 SM05004 160SE010 PTE02 SV64004 180 SE010 PTE02 SV64004 180

Caso 2: Incorporación de Nuevos Elementos

� Implica la creación de un nuevo registro con todas las características (atributos) correspondientes a la entidad que secrea.

� Se le asigna fecha de incorporación del activo. No tiene fecha de retiro.� Se le asigna estado “Nuevo” (N).

CodTramo Alimentador CodVNR Long Fecha Puesta Fecha Estado

Servicio Retiro

TR001 PTE01 CU03503 1.20TR002 PTE01 AA07003 2.00TR003 PTE01 CU03503 0.25TR004 PTE01 AA07003 1.25TR005 PTE01 CU03503 3.21TR006 PTE01 AA07003 0.65TR007 PTE02 CU03503 0.24TR008 PTE02 AA07003 1.43TR009 PTE02 CU03503 2.05

TR010 PTE02 CU03503 1.26 01/01/2001 N

Caso 3: Reemplazo de Equipos (equipos de características distintas)

� Corresponde a los cambios por mantenimiento, falla, siniestro, cumplimiento de la vida útil (que sería el caso detransformadores, equipos de media tensión, redes, estructuras), por optimización de la red, reforzamiento de redes ocambios de nivel de tensión en un alimentador (que afecta a redes y estructuras), en las cuales se procede a quitar elelemento (baja) e incorporar el nuevo elemento (alta), que es diferente al retiro.

� Estos cambios pueden relacionarse con cambios en el código VNR del equipo (o entidad), estableciéndose comoregla: un reemplazo de una entidad por otra con valor diferente debe considerarse como la baja del equipo retirado yuna alta del nuevo elemento.

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

� No es necesario realizar un control de la historia de los elementos (en el registro de modificaciones).

CodSED Alimentador CodVNR Pot Fecha Puesta Fecha Estado CodSED Alimentador CodVNR Pot Fecha Puesta Fecha Estado


SE001 PTE01 SM00501 75 SE001 PTE01 SM00501 75

SE002 PTE01 SB01502 75 SE002 PTE01 SB01502 75 01/06/2003 X

SE003 PTE01 SM01001 50 SE003 PTE01 SM01001 50SE004 PTE01 SB01503 50 SE004 PTE01 SB01503 50SE005 PTE01 SB10004 100 SE005 PTE01 SB10004 100SE006 PTE01 SB16004 100 SE006 PTE01 SB16004 100SE007 PTE02 SC10004 400 SE007 PTE02 SC10004 400SE008 PTE02 SV03704 150 SE008 PTE02 SV03704 150SE009 PTE02 SM05004 160 SE009 PTE02 SM05004 160SE010 PTE02 SV64004 180 SE010 PTE02 SV64004 180

SE011 PTE02 SM05004 50 01/06/2003 N

Caso 4: Reemplazo de Equipos (equipos de características idénticas)

� No tiene implicancias en la asignación del costo VNR. Se modificará la fecha de puesta en servicio únicamente, paraun control de antigüedad, registrando la modificación de este atributo.


Caso 5: Transferencia de Carga

Para los casos de traslado de red de un alimentador a otrocon cambio de CT o de un circuito a otro con cambio deSED.

� Implica una asignación de estado “Modificado” (M) alos elementos transferidos y posiblemente la elimina-ción (baja) de algunos elementos.

� Implica la creación de nuevos registros para elementosque se creen como parte del proceso de transferencia(físicamente serían, por ejemplo, tramos de red y es-tructuras que se necesiten para conectar una subesta-ción de distribución a otro alimentador, salvo que hayaexistido anteriormente un “cuello muerto”).

� Implica el cambio de información en la conectividad delelemento transferido.

� Se guardará en el archivo de “Modificaciones” un regis-tro histórico del elemento, que permitiría saber dondeestuvo conectado anteriormente (centro de transforma-ción, alimentador, subestación de distribución, etc.).

Ejemplo: Considerando que un Tramo de MT, identificadocon CodTramo TR0003, en la fijación anterior fue declara-do como instalado en el alimentador Salida de MT, SMT005,y en la fijación actual se encuentra en el alimentador,SMT018, tendríamos que el contenido en el registro demodificaciones sería:

Tabla de ModificacionesEntidad Valor de Atributo Valor Valor Motivo

Clave Modificado Actual AnteriorPrimaria

mtTramo TR00003 COD_SALIDAMT SMT018 SMT005 Transferenciade carga

Caso 6: Modificación de Topología en Tramos

� Como parte de las actividades operativas en distribu-ción se producirá la instalación de derivaciones en tra-mos existentes, las cuales implican la aparición de pun-

tos de derivación, que físicamente implicarían la insta-lación de estructuras o empalmes en estos puntos (enredes aéreas y subterráneas). En algunos casos lasderivaciones se pueden realizar en estructuras ya exis-tentes, en cuyo caso se modificarán los armados utili-zados en las mismas (redes aéreas).

� Otro cambio topológico puede darse por la instalaciónde equipos de media tensión en tramos existentes.

� Puesto que dichos cambios en los tramos existentesno corresponden a procesos de alta y baja de equipos(al no eliminarse físicamente tramos existentes), estoscambios se tratarán como modificaciones de tramos.

El proceso propuesto para este caso es:

� El tramo sobre el cual se ha creado la derivación debe-rá ser “partido” en dos secciones.

� Una sección que mantendrá el identificador único deltramo original y cuyo estado cambiará a modificado. Laotra sección del tramo deberá tener otro identificadorúnico y su estado deberá ser suministrado también comomodificado.

� Cada sección del tramo deberá ser modificado en aque-llos atributos que hayan cambiado debido a la particióndel tramo, es decir su longitud, identificador del tramoanterior (tramo padre), etc.

� Los tramos correspondientes a la derivación y todoslos elementos aguas abajo serán considerados nuevos(N).

Caso 7: Eliminación de Tramos (extremos finales)

� Cuando por razones operativas, se modifique la longi-tud de tramos, reduciéndola, se insertará un nuevo re-gistro con las características del tramo y la longitud eli-minada, pero con estado eliminado (X).

Caso 8: Rectificación de Información

� Se usa cuando el valor de un atributo es modificado sinque exista cambio físico. Puede ocurrir por correcciónde metrado, en valores no significativos, o la correcciónde características.

CodTramo Alimentador CodVNR Long Fecha Puesta Fecha Estado CodTramo Alimentador CodVNR Long Fecha Puesta Fecha Estado


TR001 PTE01 CU03503 1.20 TR001 PTE01 CU03503 1.20TR002 PTE01 AA07003 2.00 TR002 PTE01 AA07003 2.00TR003 PTE01 CU03503 2.00 TR003 PTE01 CU01603 2.00 MTR004 PTE01 AA07003 1.25 TR004 PTE01 AA07003 1.25TR005 PTE01 CU03503 3.21 TR005 PTE01 CU03503 3.21TR006 PTE01 AA07003 0.65 TR006 PTE01 AA07003 0.65TR007 PTE02 CU03503 0.24 TR007 PTE02 CU03503 0.24TR008 PTE02 AA07003 1.43 TR008 PTE02 AA07003 1.43TR009 PTE02 CU03503 2.05 TR009 PTE02 CU03503 2.05TR010 PTE02 CU03503 1.26 01/01/2001 N TR010 PTE02 CU03503 1.26 01/01/2001 N

CodTramo Alimentador CodVNR Long Fecha Puesta Fecha Estado CodTramo Alimentador CodVNR Long Fecha Puesta Fecha Estado


TR001 PTE01 CU03503 1.20 TR001 PTE01 CU03503 1.20TR002 PTE01 AA07003 2.00 TR002 PTE01 AA07003 2.00TR003 PTE01 AA07003 0.25 TR003 PTE01 AA07003 0.25TR004 PTE01 AA07003 1.25 TR004 PTE01 AA07003 1.25TR005 PTE01 CU03503 3.21 TR005 PTE01 CU03503 3.21TR006 PTE01 AA07003 0.65 TR006 PTE01 AA07003 0.65TR007 PTE02 CU03503 0.24 TR007 PTE02 CU03503 0.24TR008 PTE02 AA07003 1.43 TR008 PTE02 AA07003 1.43TR009 PTE02 CU03503 2.05 TR009 PTE02 CU03503 1.80 MTR010 PTE02 CU03503 1.26 01/01/2001 N TR010 PTE02 CU03503 1.26 01/01/2001 N

� En el archivo de modificaciones se registra lo siguiente:

Tabla de ModificacionesEntidad Valor de Clave Atributo Valor Valor Motivo

Primaria Modificado Actual AnteriormtTramo TR00003 CODVNR CU01603 CU03503 Corrección de InformaciónmtTramo TR00009 LONGITUD 1.80 2.05 Actualización de Datos


� La rectificación de coordenadas (traslados y/o rotacio-nes) u otros datos del dibujo que no impliquen variaciónde los metrados declarados no necesitarán ser regis-trados como altas o bajas. Se está partiendo del su-puesto que la información que declaran las empresas,en relación a sus instalaciones eléctricas y no eléctri-cas, es válida y correcta.

Considerando el nivel de implementación de la tecnolo-gía GIS y el creciente empleo de tecnología GPS en ellevantamiento catastral de las localidades que las em-presas atienden, se puede esperar que en los años si-guientes todavía se darán procesos de corrección enlos datos de coordenadas, que no deberán ser toma-dos como parte del proceso de altas y bajas, y másbien que los datos nuevos deben reemplazar a los an-teriormente declarados.

Identificación Unívoca de Elementos

Para el proceso de fijación de VNR del año 2004, la dataproveniente de las empresas deberá estar debidamentecodificada, identificando el estado de cada elemento, si esNuevo (N), Existente (E) o Eliminado (X), de manera quecuando esta información sea cargada en la base de datos,quedará almacenada y debidamente codificada, mantenien-do la identificación de estado de cada elemento que se hainformado.

De igual manera, para las siguientes fijaciones, la informa-ción proveniente de las empresas deberá estar debidamentecodificada, identificando cada elemento como Nuevo (N),Modificado (M), Existente (E) o Eliminado (X). Por razonesde control, las empresas no deberán modificar la identifi-cación que hayan asignado a los elementos informadosanteriormente.

Variación de Estados de las Instalaciones

Al ser registrado por primera vez un elemento de la infra-estructura, el estado que debe asumir es nuevo (N), esta-do que mantendrá hasta el siguiente proceso de fijación deVNR. Luego de la aprobación del VNR deberá ser cambia-do al estado existente (E), estado que debe mantener du-rante las fijaciones siguientes hasta el momento que seaeliminado (X) o modificado (M). Al asumir el estado de eli-minado, éste podrá ser retirado físicamente de la base dedatos, luego de la aprobación del VNR.

ANEXO Nº 2

LISTA DE CÓDIGOS VNR

Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A1 RED AÉREA

Código VNR DescripciónAA01003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x10 mm2AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2AA01602 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x16 mm2AA01603 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x16 mm2AA02501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x25 mm2AA02502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x25 mm2AA02503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2AA02523 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x25 mm2, DOBLE

TERNAAA03501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x35 mm2AA03502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x35 mm2AA03503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2AA03523 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x35 mm2, DOBLE

TERNAAA05001 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x50 mm2AA05002 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x50 mm2AA05003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2AA05023 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2, DOBLE

TERNA

AA07001 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x70 mm2AA07002 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x70 mm2AA07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2AA07023 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2, DOBLE

TERNAAA08501 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x85 mm2AA08502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x85 mm2AA08503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x85 mm2AA09502 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 2x95 mm2AA09503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2AA09523 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x95 mm2, DOBLE

TERNAAA12003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2AA12023 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2, DOBLE

TERNAAA12503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x125 mm2AA12523 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x125 mm2, DOBLE

TERNAAA15003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x150 mm2AA18503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2AA23503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x235 mm2AA24003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2AG01401 CABLE DE ACERO GALVANIZADO 1/4"AG03801 CABLE DE ACERO GALVANIZADO 3/8"AP07003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA PROTEGIDO 3x70 mm2AP12003 RED AEREA CONDUCTOR DE AA PROTEGIDO 3x120 mm2AP18503 RED AEREA CONDUCTOR DE AA PROTEGIDO 3x185 mm2AS01603 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + portanteAS02503 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x25 mm2 + portanteAS03503 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portanteAS05003 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portanteAS07003 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portanteAS09503 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x95 mm2 + portanteAS12003 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portanteCP01001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x10 mm2CP01002 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 2x10 mm2CP01003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x10 mm2CP01601 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x16 mm2CP01602 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 2x16 mm2CP01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x16 mm2CP02501 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x25 mm2CP02502 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 2x25 mm2CP02503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x25 mm2CP03501 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x35 mm2

CP03502 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 2x35 mm2CP03503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x35 mm2CP05001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 1x50 mm2

CP05002 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 2x50 mm2CP05003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x50 mm2CP07003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x70 mm2

CP09503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x95 mm2CP12003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE PROTEGIDO 3x120 mm2CS02503 RED AEREA AUTOPORTANTE DE CU 3x25 mm2 + portante

CS03503 RED AEREA AUTOPORTANTE DE CU 3x35 mm2 + portanteCS05003 RED AEREA AUTOPORTANTE DE CU 3x50 mm2 + portanteCS07003 RED AEREA AUTOPORTANTE DE CU 3x70 mm2 + portante

CS09503 RED AEREA AUTOPORTANTE DE CU 3x95 mm2 + portanteCU01001 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x10 mm2CU01002 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x10 mm2CU01003 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2CU01023 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x10 mm2, DOBLE TER-

NACU01601 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x16 mm2CU01602 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x16 mm2CU01603 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2CU01623 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x16 mm2, DOBLE TER-

NACU02501 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x25 mm2CU02502 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x25 mm2CU02503 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2CU02523 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2, DOBLE TER-

NACU03501 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 1x35 mm2

Código VNR Descripción


CU03502 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 2x35 mm2


CU03523 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2, DOBLE TER-NA















Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A2 RED AÉREA - NEUTRO

Código VNR DescripciónAA01604 CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x16 mm2

AA02504 CONDUCTOR NEUTRO DE AA O SIMIL. 1x25 mm2





CU01004 CONDUCTOR NEUTRO DE COBRE 1x10 mm2





Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B1 RED SUBTERRÁNEA

Código VNR DescripciónEC01003 RED SUBTERRANEA CABLE N2YSEY 3-1x10 mm2

EC01603 RED SUBTERRANEA CABLE N2YSEY 3-1x16 mm2









N201003 RED SUBTERRANEA CABLE N2XSY 3-1x10 mm2




N203506 RED SUBTERRÁNEA - NEUTRO N2SXY 1x35 mm2










NA15003 RED SUBTERRANEA CABLE NA2XSY 3x150 mm2

NK01003 RED SUBTERRANEA CABLE NKY 3x10 mm2

NK01602 RED SUBTERRÁNEA CABLE NKY 2x16 mm2











NK24002 RED SUBTERRÁNEA CABLE NKY 2x240 mm2





NY01003 RED SUBTERRANEA CABLE NYSY 3-1x10 mm2











YC01003 RED SUBTERRANEA CABLE N2YSY 3-1x10 mm2










Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTOSubcomponente C1 INTERRUPTORES

Código VNR DescripciónAA3241 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, In = 400/630 A, 10 kV

AA3249 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, 500 MVA

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

AB3249 INTERRUPTOR SF6, TRIPOLAR, 500 MVA

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




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


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

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

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

AE3135 INTERRUPTOR NEUMATICO, TRIPOLAR, 3 kV, 200 MVA



Código VNR Descripción Código VNR Descripción


EL1323 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 3, 15 kV, 100 A



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


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

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






FK3111 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPO-LAR, 10/12 kV, 400/630 A

FK3411 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPO-LAR, 22.9 kV, 400/630 A

Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTOSubcomponente C3 RECONECTADORES

Código VNR DescripciónGN1211 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 2.4 -

14.4 kV, In = 50 A, Icc = 1250 A

GN1222 RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 2.4 -14.4 kV, In = 100 A, Icc = 2000 A




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

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

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









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



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

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

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





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

AF3169 INTERRUPTOR SOPLADO MAGNETICO, TRIPOLAR, 6 kV,In = 1250 A, Pcc = 500 MVA



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

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

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

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

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

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

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

Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTOSubcomponente C2 SECCIONADORES

Código VNR DescripciónBB3267 SECCIONADOR BAJO CARGA, SF6, TRIPOLAR, 10/15 kV, 630 A

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

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

CJ1231 SECCIONADOR UNIPOLAR x 1, In = 350 A



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

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

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






EL1221 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 7.8/13.5kV, 100 A


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


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










Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente C EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTOSubcomponente C4 OTROS

Código VNR DescripciónDK1110 FUSIBLE LIMITADOR, UNIPOLAR, 50 ADK1120 FUSIBLE LIMITADOR, UNIPOLAR, 100 ADK1130 FUSIBLE LIMITADOR, UNIPOLAR, 200 ADL1110 FUSIBLE EXPULSION, UNIPOLAR, 50 ADL1120 FUSIBLE EXPULSION, UNIPOLAR, 100 ADL1130 FUSIBLE EXPULSION, UNIPOLAR, 200 A

EPS0801 CAJA SECCIONADORA SF6, 3 VIASEPS0802 CAJA SECCIONADORA SF6, 4 VIASEPS0901 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, 2 VIASEPS0902 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, 3 VIASEPS0903 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, 4 VIASEPS0904 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, BAJO CARGA,

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

2 DERIV.EPS1001 PARARRAYOS x 1, INCL. ACCES. DE INSTAL.EPS1002 PARARRAYOS x 2, INCL. ACCES. DE INSTAL.EPS1003 PARARRAYOS x 3, INCL. ACCES. DE INSTAL.EPS1201 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3x50 kVAR,

10-15 kVEPS1202 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3x100

kVAR, 10-15 kVEPS1203 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3x150

kVAR, 10-15 kVEPS1204 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, TRIPOLAR, 300 kVAR, 10-

15 kVEPS1205 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 100 kVAR,

10-15 kVEPS1206 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3x200





kVAR, 10-15 kVEPS1301 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 2, MONOFASICO, 15

kV, In = 100 A, CONTROL ELECTRONICOEPS1302 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 3, MONOFASICO, 15



kV, In = 200 A, CONTROL ELECTRONICOEPS1305 BANCO DE REGULACION DE TENSION x 2, MONOFASICO, 22.9

kV, In = 200 A, CONTROL ELECTRONICOEPS1401 DERIVACION TRIFASICA TIPO BOVEDA 10 kVEPS1402 DERIVACION TRIFASICA TIPO PEDESTAL 10 kVEPS1501 CELDA EXTERIOR DE PROTECCION Y SECCIONAMIENTO 10

kVHN1211 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPO-

LAR, 14,4 kV, In = 5 A, Icc = 800 AHN1212 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPO-

LAR, 14,4 kV, In = 10 A, Icc = 1600 A

HN1213 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPO-LAR, 14,4 kV, In = 15 A, Icc = 2400 A







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












HP1431C SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPO-LAR, 27 kV, In = 200 A, ELECTRONICO, CORROSION

HP3236 SECCIONALIZADOR HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, TRIPO-LAR, 12 kV, In = 200 A, ELECTRONICO

Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente D ESTRUCTURASSubcomponente D1 ESTRUCTURAS

Código VNR DescripciónPX0701 ESTRUCTURA 7 m ALINEAMIENTOPX0702 ESTRUCTURA 7 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0703 ESTRUCTURA 7 m FIN DE LINEAPX0801 ESTRUCTURA 8 m ALINEAMIENTOPX0802 ESTRUCTURA 8 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0803 ESTRUCTURA 8 m FIN DE LINEAPX0901 ESTRUCTURA 9 m ALINEAMIENTOPX0902 ESTRUCTURA 9 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0903 ESTRUCTURA 9 m FIN DE LINEAPX1001 ESTRUCTURA 10 m ALINEAMIENTOPX1002 ESTRUCTURA 10 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1003 ESTRUCTURA 10 m FIN DE LINEAPX1101 ESTRUCTURA 11 m ALINEAMIENTOPX1102 ESTRUCTURA 11 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1103 ESTRUCTURA 11 m FIN DE LINEAPX1201 ESTRUCTURA 12 m ALINEAMIENTOPX1202 ESTRUCTURA 12 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1203 ESTRUCTURA 12 m FIN DE LINEAPX1301 ESTRUCTURA 13 m ALINEAMIENTOPX1302 ESTRUCTURA 13 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1303 ESTRUCTURA 13 m FIN DE LINEAPX1501 ESTRUCTURA 15 m ALINEAMIENTOPX1502 ESTRUCTURA 15 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1503 ESTRUCTURA 15 m FIN DE LINEAPX1701 ESTRUCTURA 17 m ALINEAMIENTOPX1702 ESTRUCTURA 17 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1703 ESTRUCTURA 17 m FIN DE LINEAPX1801 ESTRUCTURA 18 m ALINEAMIENTOPX1802 ESTRUCTURA 18 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1803 ESTRUCTURA 18 m FIN DE LINEAPX1901 ESTRUCTURA 19 m ALINEAMIENTOPX1902 ESTRUCTURA 19 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1903 ESTRUCTURA 19 m FIN DE LINEAPX2001 ESTRUCTURA 20 m ALINEAMIENTOPX2002 ESTRUCTURA 20 m CAMBIO DE DIRECCIONPX2003 ESTRUCTURA 20 m FIN DE LINEAPX2101 ESTRUCTURA 21 m ALINEAMIENTOPX2102 ESTRUCTURA 21 m CAMBIO DE DIRECCIONPX2103 ESTRUCTURA 21 m FIN DE LINEAPX2501 ESTRUCTURA 25 m ALINEAMIENTOPX2502 ESTRUCTURA 25 m CAMBIO DE DIRECCIONPX2503 ESTRUCTURA 25 m FIN DE LINEA



Grupo 1 MEDIA TENSIÓNComponente E SECCIONAMIENTOS Y ENLACESSubcomponente E1 SECCIONAMIENTOS Y ENLACES

Código VNR DescripciónSP0101 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 1 VIA, MO-

NOFASICASP0102 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 1 VIA, BIFA-

SICASP0103 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 1 VIA, TRIFA-

SICASP0111 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 1 VIA,

MONOFASICASP0113 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 1 VIA,

TRIFASICASP0201 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 2 VIAS, MO-

NOFASICASP0202 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 2 VIAS, BIFA-

SICASP0203 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 2 VIAS, TRI-

FASICASP0211 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 2

VIAS, MONOFASICASP0213 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 2

VIAS, TRIFASICASP0301 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 3 VIAS, MO-

NOFASICASP0302 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 3 VIAS, BIFA-

SICASP0303 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED AEREA 3 VIAS, TRII-

FASICASP0311 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 3

VIAS, MONOFASICASP0313 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 3

VIAS, TRIFASICASP0413 SECCIONAMIENTO Y PROTECCION RED SUBTERRANEA 4





VIAS, TRIFASICA

Grupo 2 SUBESTACIONESComponente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BTSubcomponente A1 SED AÉREA MONOPOSTE

Código VNR DescripciónSM00101 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x1.5 kVASM00102 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x1.5 kVASM00103 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x1.5 kVASM00301 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x3 kVASM00302 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x3 kVASM00501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x5 kVASM00502 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x5 kVASM00503 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x5 kVASM00701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x7.5 kVASM00702 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x7.5 kVASM01001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x10 kVASM01002 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x10 kVASM01003 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x10 kVASM01004 S.E. AEREA MONOPOSTE 10 kVA (3F)SM01501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x15 kVASM01502 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x15 kVASM01503 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x15 kVASM01504 S.E. AEREA MONOPOSTE 15 kVA (3F)SM02001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x20 kVASM02501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x25 kVASM02502 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x25 kVASM02503 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x25 kVASM02504 S.E. AEREA MONOPOSTE 25 kVA (3F)SM03001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x30 kVA

SM03002 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x30 kVASM03003 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x30 kVASM03004 S.E. AEREA MONOPOSTE 30 kVA (3F)SM03701 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x37 kVASM03702 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x37 kVASM03703 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x37 kVASM03704 S.E. AEREA MONOPOSTE 37 kVA (3F)SM04001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x40 kVASM04004 S.E. AEREA MONOPOSTE 40 kVA (3F)SM05001 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x50 kVASM05002 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x50 kVASM05003 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x50 kVASM05004 S.E. AEREA MONOPOSTE 50 kVA (3F)SM06504 S.E. AEREA MONOPOSTE 65 kVA (3F)SM07501 S.E. AEREA MONOPOSTE 1x75 kVASM07502 S.E. AEREA MONOPOSTE 2x75 kVASM07503 S.E. AEREA MONOPOSTE 3x75 kVASM07504 S.E. AEREA MONOPOSTE 75 kVA (3F)SM08204 S.E. AEREA MONOPOSTE 82 kVA (3F)SM10004 S.E. AEREA MONOPOSTE 100 kVA (3F)SM12504 S.E. AEREA MONOPOSTE 125 kVA (3F)SM16004 S.E. AEREA MONOPOSTE 160 kVA (3F)

Grupo 2 SUBESTACIONESComponente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BTSubcomponente A2 SED AÉREA BIPOSTE

Código VNR DescripciónSB00503 S.E. AEREA BIPOSTE 3x5 kVASB00702 S.E. AEREA BIPOSTE 2x7 kVASB01002 S.E. AEREA BIPOSTE 2x10 kVASB01003 S.E. AEREA BIPOSTE 3x10 kVASB01501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x15 kVASB01502 S.E. AEREA BIPOSTE 2x15 kVASB01503 S.E. AEREA BIPOSTE 3x15 kVASB02001 S.E. AEREA BIPOSTE 1x20 kVASB02002 S.E. AEREA BIPOSTE 2x20 kVASB02501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x25 kVASB02502 S.E. AEREA BIPOSTE 2x25 kVASB02503 S.E. AEREA BIPOSTE 3x25 kVASB02504 S.E. AEREA BIPOSTE 25 kVA (3F)SB03001 S.E. AEREA BIPOSTE 1x30 kVASB03004 S.E. AEREA BIPOSTE 30 kVA (3F)SB03701 S.E. AEREA BIPOSTE 1x37 kVASB03702 S.E. AEREA BIPOSTE 2x37 kVASB03703 S.E. AEREA BIPOSTE 3x37 kVASB03704 S.E. AEREA BIPOSTE 37 kVA (3F)SB04001 S.E. AEREA BIPOSTE 1x40 kVASB04002 S.E. AEREA BIPOSTE 2x40 kVASB04004 S.E. AEREA BIPOSTE 40 kVA (3F)SB05001 S.E. AEREA BIPOSTE 1x50 kVASB05002 S.E. AEREA BIPOSTE 2x50 kVASB05003 S.E. AEREA BIPOSTE 3x50 kVASB05004 S.E. AEREA BIPOSTE 50 kVA (3F)SB06004 S.E. AEREA BIPOSTE 60 kVA (3F)SB07501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x75 kVASB07502 S.E. AEREA BIPOSTE 2x75 kVASB07503 S.E. AEREA BIPOSTE 3x75 kVASB07504 S.E. AEREA BIPOSTE 75 kVA (3F)SB08001 S.E. AEREA BIPOSTE 1x80 kVASB08002 S.E. AEREA BIPOSTE 2x80 kVASB08004 S.E. AEREA BIPOSTE 80 kVA (3F)SB09004 S.E. AEREA BIPOSTE 90 kVA (3F)SB10001 S.E. AEREA BIPOSTE 1x100 kVASB10004 S.E. AEREA BIPOSTE 100 kVA (3F)SB12501 S.E. AEREA BIPOSTE 1x125 kVASB12502 S.E. AEREA BIPOSTE 2x125 kVASB12504 S.E. AEREA BIPOSTE 125 kVA (3F)SB15004 S.E. AEREA BIPOSTE 150 kVA (3F)SB16004 S.E. AEREA BIPOSTE 160 kVA (3F)SB17504 S.E. AEREA BIPOSTE 175 kVA (3F)



SB20004 S.E. AEREA BIPOSTE 200 kVA (3F)SB22004 S.E. AEREA BIPOSTE 220 kVA (3F)SB22504 S.E. AEREA BIPOSTE 225 kVA (3F)SB25004 S.E. AEREA BIPOSTE 250 kVA (3F)SB27504 S.E. AEREA BIPOSTE 275 kVA (3F)SB30004 S.E. AEREA BIPOSTE 300 kVA (3F)SB31504 S.E. AEREA BIPOSTE 315 kVA (3F)SB32004 S.E. AEREA BIPOSTE 320 kVA (3F)SB37504 S.E. AEREA BIPOSTE 375 kVA (3F)SB40004 S.E. AEREA BIPOSTE 400 kVA (3F)SB48004 S.E. AEREA BIPOSTE 480 kVA (3F)SB50004 S.E. AEREA BIPOSTE 500 kVA (3F)SB63004 S.E. AEREA BIPOSTE 630 kVA (3F)

Grupo 2 SUBESTACIONESComponente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BTSubcomponente A3 SED CONVENCIONAL

Código VNR DescripciónSC01001 S.E. CONVENCIONAL 1x10 kVASC01502 S.E. CONVENCIONAL 2x15 kVASC02501 S.E. CONVENCIONAL 1x25 kVASC02502 S.E. CONVENCIONAL 2x25 kVASC02504 S.E. CONVENCIONAL 25 kVA (3F)SC03701 S.E. CONVENCIONAL 1x37 kVASC05001 S.E. CONVENCIONAL 1x50 kVASC05002 S.E. CONVENCIONAL 2x50 kVASC05004 S.E. CONVENCIONAL 50 kVA (3F)SC07502 S.E. CONVENCIONAL 2x75 kVASC08204 S.E. CONVENCIONAL 82 kVA (3F)SC10004 S.E. CONVENCIONAL 100 kVA (3F)SC12504 S.E. CONVENCIONAL 125 kVA (3F)SC15004 S.E. CONVENCIONAL 150 kVA (3F)

SC16004 S.E. CONVENCIONAL 160 kVA (3F)SC16703 S.E. CONVENCIONAL 3x167 kVASC17504 S.E. CONVENCIONAL 175 kVA (3F)

SC20004 S.E. CONVENCIONAL 200 kVA (3F)SC22004 S.E. CONVENCIONAL 220 kVA (3F)SC22024 S.E. CONVENCIONAL 2x220 kVA (3F)

SC25003 S.E. CONVENCIONAL 3x250 kVASC25004 S.E. CONVENCIONAL 250 kVA (3F)SC25024 S.E. CONVENCIONAL 2x250 kVA (3F)

SC27504 S.E. CONVENCIONAL 275 kVA (3F)SC27524 S.E. CONVENCIONAL 2x275 kVA (3F)SC30004 S.E. CONVENCIONAL 300 kVA (3F)

SC31504 S.E. CONVENCIONAL 315 kVA (3F)SC32004 S.E. CONVENCIONAL 320 kVA (3F)SC32024 S.E. CONVENCIONAL 2x320 kVA (3F)

SC32034 S.E. CONVENCIONAL 3x320 kVA (3F)SC35004 S.E. CONVENCIONAL 350 kVA (3F)SC35024 S.E. CONVENCIONAL 2x350 kVA (3F)

SC37524 S.E. CONVENCIONAL 2x375 kVA (3F)SC40004 S.E. CONVENCIONAL 400 kVA (3F)SC40024 S.E. CONVENCIONAL 2x400 kVA (3F)SC42054 S.E. CONVENCIONAL 1x320 kVA + 1x100 kVA (3F)SC50004 S.E. CONVENCIONAL 500 kVA (3F)SC50024 S.E. CONVENCIONAL 2x500 kVA (3F)SC55004 S.E. CONVENCIONAL 550 kVA (3F)SC55024 S.E. CONVENCIONAL 2x550 kVA (3F)SC55034 S.E. CONVENCIONAL 3x550 kVA (3F)SC63004 S.E. CONVENCIONAL 630 kVA (3F)SC64004 S.E. CONVENCIONAL 640 kVA (3F)SC64024 S.E. CONVENCIONAL 2x640 kVA (3F)SC70004 S.E. CONVENCIONAL 700 kVA (3F)SC99054 S.E. CONVENCIONAL 2x315 kVA + 1x200 kVA + 1x160 kVA (3F)SC10005 S.E. CONVENCIONAL 1000 kVA (3F)SS02504 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 25 kVA (3F)SS05004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 50 kVA (3F)SS07502 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x75 kVASS10004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 100 kVA (3F)SS13704 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 137 kVA (3F)

SS15004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 150 kVA (3F)SS16004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 160 kVA (3F)SS17504 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 175 kVA (3F)SS22004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 220 kVA (3F)SS22024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x220 kVA (3F)SS25004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 250 kVA (3F)SS25024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x250 kVA (3F)SS27504 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 275 kVA (3F)SS27524 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x275 kVA (3F)SS32004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 320 kVA (3F)SS32024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x320 kVA (3F)SS35004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 350 kVA (3F)SS35024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x350 kVA (3F)SS35034 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 3x350 kVA (3F)SS40004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 400 kVA (3F)SS40024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x400 kVA (3F)SS48034 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 3x480 kVA (3F)SS55004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 550 kVA (3F)SS55024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x550 kVA (3F)SS55034 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 3x550 kVA (3F)SS63004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 630 kVA (3F)SS63024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x630 kVA (3F)SS63044 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 4x630 kVA (3F)SS64004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 640 kVA (3F)SS64024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x640 kVA (3F)SS64034 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 3x640 kVA (3F)SS70004 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 700 kVA (3F)SS70024 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 2x700 kVA (3F)SS70034 S.E. CONVENCIONAL SUBTERRANEA 3x700 kVA (3F)

Grupo 2 SUBESTACIONESComponente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BTSubcomponente A4 SED COMPACTA PEDESTAL

Código VNR DescripciónSP03704 S.E. COMPACTA PEDESTAL 37 kVA (3F)SP05004 S.E. COMPACTA PEDESTAL 50 kVA (3F)

SP07504 S.E. COMPACTA PEDESTAL 75 kVA (3F)SP08004 S.E. COMPACTA PEDESTAL 80 kVA (3F)SP10004 S.E. COMPACTA PEDESTAL 100 kVA (3F)





Grupo 2 SUBESTACIONESComponente A SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BTSubcomponente A5 SED COMPACTA BÓVEDA

Código VNR DescripciónSV03704 S.E. COMPACTA BOVEDA 37 kVA (3F)SV05001 S.E. COMPACTA BOVEDA 1x50 kVASV05004 S.E. COMPACTA BOVEDA 50 kVA (3F)SV07504 S.E. COMPACTA BOVEDA 75 kVA (3F)SV10004 S.E. COMPACTA BOVEDA 100 kVA (3F)SV11004 S.E. COMPACTA BOVEDA 110 kVA (3F)SV15004 S.E. COMPACTA BOVEDA 150 kVA (3F)SV16004 S.E. COMPACTA BOVEDA 160 kVA (3F)SV20004 S.E. COMPACTA BOVEDA 200 kVA (3F)SV25004 S.E. COMPACTA BOVEDA 250 kVA (3F)SV30004 S.E. COMPACTA BOVEDA 300 kVA (3F)SV31504 S.E. COMPACTA BOVEDA 315 kVA (3F)



SV32004 S.E. COMPACTA BOVEDA 320 kVA (3F)SV40004 S.E. COMPACTA BOVEDA 400 kVA (3F)SV50004 S.E. COMPACTA BOVEDA 500 kVA (3F)SV63004 S.E. COMPACTA BOVEDA 630 kVA (3F)SV64004 S.E. COMPACTA BOVEDA 640 kVA (3F)SV64024 S.E. COMPACTA BOVEDA 2x640 kVA (3F)

Grupo 2 SUBESTACIONESComponente B OTRAS SUBESTACIONESSubcomponente B1 SE ELEVADORA/REDUCTORA

Código VNR DescripciónST00604 S.E. ELEVADORA DE TENSION 65 kVAST00704 S.E. ELEVADORA DE TENSION 75 kVAST01004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 100 kVAST01204 S.E. ELEVADORA DE TENSION 125 kVAST01604 S.E. ELEVADORA DE TENSION 160 kVAST02504 S.E. ELEVADORA DE TENSION 250 kVAST03004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 300 kVAST03204 S.E. ELEVADORA DE TENSION 320 kVAST04004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 400 kVAST05004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 500 kVAST06504 S.E. ELEVADORA DE TENSION 650 kVAST08004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 800 kVAST10004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 1000 kVAST11004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 1100 kVAST12504 S.E. ELEVADORA DE TENSION 1250 kVAST15004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 1500 kVAST20004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 2000 kVAST25004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 2500 kVAST30004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 3000 kVAST40004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 4000 kVAST50004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 5000 kVAST60004 S.E. ELEVADORA DE TENSION 6000 kVAST90024 S.E. ELEVADORA DE TENSION 6000+3000 kVA

Grupo 2 SUBESTACIONESComponente B OTRAS SUBESTACIONESSubcomponente B2 SE DE SECCIONAMIENTO

Código VNR DescripciónEPS1101 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 1 SALIDAEPS1102 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 2 SALIDASEPS1103 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 3 SALIDASEPS1104 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 4 SALIDASEPS1105 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 5 SALIDASEPS1106 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 6 SALIDASEPS1107 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 7 SALIDASEPS1108 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 8 SALIDASEPS1109 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 9 SALIDASEPS1110 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 10 SALIDASEPS1601 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 1 SALIDA, 22.9 kVEPS1602 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 2 SALIDAS, 22.9 kVEPS1603 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 3 SALIDAS, 22.9 kVEPS1604 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 4 SALIDAS, 22.9 kVEPS1605 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 5 SALIDAS, 22.9 kVEPS1606 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 6 SALIDAS, 22.9 kVEPS1607 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 7 SALIDAS, 22.9 kVEPS1608 SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO, 8 SALIDAS, 22.9 kV

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A1.1 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR

Código VNR DescripciónAC01611 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AC01612 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2AC01613 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2AC02511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2AC02512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2

AC02513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2AC03511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AC03512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2AC03513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2AC05011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x50 mm2AC05012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2AC05013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2AC07011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x70 mm2AC07012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x70 mm2AC07013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2AC09511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x95 mm2AC09512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AC09513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AC12011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x120 mm2AC12012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x120 mm2AC12013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x120 mm2AC15011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x150 mm2AC15012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x150 mm2AC15013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x150 mm2AC18511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x185 mm2AC18512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x185 mm2AC18513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x185 mm2AC24012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x240 mm2AC24013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x240 mm2AL01611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AL01612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2AL01613 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2AL02511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2AL02512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2AL02513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2AL03511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AL03512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2AL03513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2AL05011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x50 mm2AL05012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2AL05013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2AL07011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x70 mm2AL07012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x70 mm2AL07013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2AL09511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x95 mm2AL09512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AL09513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AL12011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x120 mm2AL12012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x120 mm2AL12013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x120 mm2AL15011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x150 mm2AL15012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x150 mm2AL15013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x150 mm2AL18512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x185 mm2AL18513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x185 mm2AL24012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x240 mm2AL24013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x240 mm2

AQ016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 1x16 mm2 + 1x16mm2 + portante



AR016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 2x16 mm2 + 1x16mm2 + portante





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

AS016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + 1x16mm2 + portante
















































CC00612 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 2x6 mm2CC00613 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 3x6 mm2CC01012 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 2x10 mm2CC01013 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 3x10 mm2CC01612 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 2x16 mm2CC01613 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 3x16 mm2

CQ010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + 1x10mm2 + portante

CR010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 2x10 mm2 + 1x10mm2 + portante

CS00611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x6 mm2 + portanteCS00612 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x6 mm2 + portanteCS00613 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x6 mm2 + portante

CS010106 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + 1x6mm2 + portante

CS01011 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + portanteCS010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + 1x10

mm2 + portanteCS010116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + 1x16

mm2 + portanteCS01012 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x10 mm2 + portanteCS01013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + portante























mm2 + portante




CS05012 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x50 mm2 + portanteCS05013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x50 mm2 + portante











CS12011 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x120 mm2 + portanteCS12012 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x120 mm2 + portanteCS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x120 mm2 + portanteCU00611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x6 mm2CU00612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x6 mm2CU00613 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x6 mm2CU00621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2CU00622 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x6 mm2CU00623 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x6 mm2CU01011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x10 mm2CU01012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x10 mm2CU01013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x10 mm2CU01021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2CU01022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2CU01023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x10 mm2CU01611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x16 mm2CU01612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x16 mm2CU01613 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x16 mm2CU01621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2CU01622 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x16 mm2CU01623 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x16 mm2CU02511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x25 mm2CU02512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x25 mm2CU02513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x25 mm2CU02521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2CU02522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x25 mm2CU02523 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x25 mm2CU03511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x35 mm2CU03512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x35 mm2CU03513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x35 mm2CU03521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x35 mm2CU03522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x35 mm2CU03523 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x35 mm2CU05011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x50 mm2CU05012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x50 mm2CU05013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x50 mm2CU05021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x50 mm2CU05022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x50 mm2CU05023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x50 mm2CU07011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x70 mm2CU07012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x70 mm2CU07013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x70 mm2CU07021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x70 mm2CU07022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x70 mm2CU07023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x70 mm2CU09512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x95 mm2CU09513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x95 mm2CU09521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x95 mm2CU09522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x95 mm2CU09523 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x95 mm2

CU12011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x120 mm2CU12012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x120 mm2CU12013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x120 mm2CU12021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x120 mm2CU12022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x120 mm2CU12023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x120mm2CU15012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x150 mm2CU15013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x150 mm2CU15021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x150 mm2CU15022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x150 mm2CU15023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x150 mm2CU18512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x185 mm2CU18513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x185 mm2CU18521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x185 mm2CU18522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x185 mm2CU18523 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x185 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A1.2 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR - NEUTRO

Código VNR DescripciónAC01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2AC02514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2AC03514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x35 mm2AC05014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x50 mm2AC07014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x70 mm2AC09514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x95 mm2AC12014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x120 mm2AC15014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x150 mm2AC18514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x185 mm2AC24014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x240 mm2AL01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AL02514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2AL03514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AL05014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x50 mm2AL07014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x70 mm2AL09514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x95 mm2AL12014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x120 mm2AL15014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x150 mm2AL24014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE AL O SIMIL. 1x240 mm2CU00614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x6 mm2CU00624 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2CU01014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x10 mm2CU01024 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2CU01614 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x16 mm2CU01624 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2CU02514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x25 mm2CU02524 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2CU03514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x35 mm2CU03524 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x35 mm2CU05014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x50 mm2CU05024 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x50 mm2CU07014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x70 mm2CU07024 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x70 mm2CU09514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x95 mm2CU09524 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU CUBIERTO CON PE 1x95 mm2CU12014 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x120 mm2CU18514 CONDUCTOR NEUTRO SP DE CU DESNUDO 1x185 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A1.3 RED AÉREA SERVICIO PARTICULAR -

SOBRE ESTRUCTURA SP

Código VNR DescripciónAC01611 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AC01612 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2AC01613 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2AC02511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2



Código VNR DescripciónAC02512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2AC02513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2AC03511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AC03512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2AC03513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2AC05011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x50 mm2AC05012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2AC05013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2AC07011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x70 mm2AC07012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x70 mm2AC07013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2AC09511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x95 mm2AC09512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AC09513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AC12011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x120 mm2AC12012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x120 mm2AC12013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x120 mm2AC15011 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x150 mm2AC15012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x150 mm2AC15013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x150 mm2AC18511 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 1x185 mm2AC18512 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x185 mm2AC18513 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x185 mm2AC24012 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x240 mm2AC24013 RED AEREA SP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x240 mm2AL01611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AL01612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2AL01613 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2AL02511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x25 mm2AL02512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2AL02513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2AL03511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AL03512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2AL03513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2AL05011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x50 mm2AL05012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2AL05013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2AL07011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x70 mm2AL07012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x70 mm2AL07013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2AL09511 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x95 mm2AL09512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AL09513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AL12011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x120 mm2AL12012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x120 mm2AL12013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x120 mm2AL15011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x150 mm2AL15012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x150 mm2AL15013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x150 mm2AL18512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x185 mm2AL18513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x185 mm2AL24012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x240 mm2AL24013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x240 mm2AS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 +

portanteAS016116 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE AL 3x16 mm2 + 1x16

mm2 + portanteAS01612 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 +









portante





































CC00612 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 2x6 mm2CC00613 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 3x6 mm2CC01012 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 2x10 mm2CC01013 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 3x10 mm2CC01612 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 2x16 mm2CC01613 RED AEREA SP COND. DE CU CONCENTRICO 3x16 mm2



CS07512 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x75 mm2 + portante





CS12013 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x120 mm2 + portanteCU00611 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x6 mm2CU00612 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x6 mm2

CU00613 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x6 mm2CU00621 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2CU00622 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x6 mm2

CU00623 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x6 mm2CU01011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x10 mm2CU01012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x10 mm2













CU09521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x95 mm2CU09522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x95 mm2CU09523 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x95 mm2

CU12011 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 1x120 mm2CU12012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x120 mm2CU12013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x120 mm2

CU12021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x120 mm2CU12022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x120 mm2CU12023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x120mm2CU15012 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x150 mm2CU15013 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x150 mm2CU15021 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x150 mm2CU15022 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x150 mm2CU15023 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x150 mm2CU18512 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 2x185 mm2CU18513 RED AEREA SP COND. DESNUDO DE CU 3x185 mm2CU18521 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x185 mm2

CS00611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 1x6 mm2 + portanteCS00612 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 2x6 mm2 + portanteCS00613 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE CU 3x6 mm2 + portante





































CU18522 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x185 mm2

CU18523 RED AEREA SP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x185 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A2 RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO - SOBRE

ESTRUCTURA SP

Código VNR DescripciónAC01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10

mm2AC01022 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2AC01023 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x10 mm2AC01621 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16

mm2AC01622 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2AC01623 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2AC01671 RED AEREA AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16 mm2AC02521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25

mm2AC02522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x25mm2AC02523 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2AC02571 RED AEREA AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x25 mm2AC03521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x35




mm2AC09522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AC09523 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AC12021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x120


mm2AC18522 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x185 mm2AC18523 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x185 mm2AL01021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x10 mm2AL01022 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2AL01023 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x10 mm2AL01621 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AL01622 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2AL01623 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2AL02521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2AL02522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25mm2AL02523 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2AL03521 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AL03522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2AL03523 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2AL05021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x50 mm2AL05022 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2AL05023 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2AL07021 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x70 mm2AL07022 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x70 mm2AL07023 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2AL09522 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AL09523 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AL12022 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x120 mm2AL12023 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x120 mm2











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












































CC00422 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x4 mm2CC00622 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x6 mm2CC00623 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 3x6 mm2CC01022 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x10 mm2CC01023 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 3x10 mm2CC01622 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x16 mm2CC01623 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 3x16 mm2

CQ010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + 1x10mm2 + portante

CR010110 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 2x10 mm2 + 1x10mm2 + portante

CS00622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x6 mm2 + portanteCS010106 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + 1x6




mm2 + portanteCS01021 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + portante


CS01022 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x10 mm2 + portanteCS01023 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + portante






mm2 + portanteCS01622 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x16 mm2 + portanteCS01623 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x16 mm2 + portante






mm2 + portanteCS02522 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x25 mm2 + portanteCS02523 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x25 mm2 + portante






mm2 + portanteCS03522 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x35 mm2 + portanteCS03523 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x35 mm2 + portanteCS050106 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x50 mm2 + 1x6



mm2 + portanteCS05021 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x50 mm2 + portanteCS050210 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x50 mm2 + 2x10

mm2 + portanteCS05022 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x50 mm2 + portanteCS05023 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x50 mm2 + portanteCS070106 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x70 mm2 + 1x6




mm2 + portanteCS07023 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x70 mm2 + portanteCS095106 RED AEREA SP+AP AUTOPORTANTE DE CU 3x95 mm2 + 1x6


mm2 + portanteCU00631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x6 mm2CU00632 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x6 mm2CU00633 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x6 mm2CU00641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x6

mm2CU00642 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x6 mm2CU00643 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x6 mm2CU00671 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2CU01031 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x10 mm2CU01032 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x10 mm2CU01033 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x10 mm2CU01041 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x10

mm2CU01042 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x10 mm2CU01043 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x10 mm2CU01071 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2CU01631 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x16 mm2

CU01632 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x16 mm2


CU01641 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x16mm2

CU01642 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x16 mm2




CU02531 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x25 mm2







CU03531 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x35 mm2


CU03533 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x35 mm2CU03541 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x35

mm2



CU03542 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x35 mm2CU03543 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x35 mm2CU03571 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x35 mm2CU05031 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x50 mm2CU05032 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x50 mm2CU05033 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x50 mm2CU05041 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x50

mm2CU05042 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x50 mm2CU05043 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x50 mm2CU05071 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x50 mm2CU07032 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x70 mm2CU07033 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x70 mm2CU07041 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x70

mm2CU07042 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x70 mm2CU07043 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x70 mm2CU07071 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x70 mm2CU09541 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x95

mm2CU09543 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x95 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A3 RED AÉREA ALUMBRADO PÚBLICO -

SOBRE ESTRUCTURA AP

Código VNR DescripciónAC01031 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x10 mm2AC01032 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2AC01033 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x10 mm2AC01631 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x16





mm2AC07032 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x70 mm2AC07033 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2AC07081 RED AEREA AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x70 mm2AC09531 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x95 mm2AC09532 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AC09533 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AC12031 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x120

mm2AC12033 RED AEREA AP COND. CUBIERTO DE AL O SIMIL. 3x120 mm2AC12081 RED AEREA AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x120 mm2AC18531 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL CUBIERTO O SIMIL. 1x185

mm2AL01031 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x10 mm2AL01032 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x10 mm2AL01033 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x10 mm2AL01631 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AL01632 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x16 mm2AL01633 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x16 mm2AL01681 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x16 mm2AL02531 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x25 mm2

AL02532 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x25 mm2AL02533 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x25 mm2AL03531 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AL03532 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x35 mm2AL03533 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x35 mm2AL03581 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 1x35 mm2AL05031 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x50 mm2AL05032 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x50 mm2AL05033 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x50 mm2AL07031 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x70 mm2AL07032 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x70 mm2AL07033 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x70 mm2AL09531 CONDUCTOR RETORNO AP DE AL O SIMIL. 1x95 mm2AL09532 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 2x95 mm2AL09533 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x95 mm2AL12033 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE AL O SIMIL. 3x120 mm2AS01631 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 +

portanteAS01632 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 +

portanteAS01633 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 +

portante














CC00432 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x4 mm2CC00632 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x6 mm2CC00633 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 3x6 mm2

CC01032 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x10 mm2CC01033 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 3x10 mm2CC01632 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 2x16 mm2

CC01633 RED AEREA AP COND. DE CU CONCENTRICO 3x16 mm2CS00632 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x6 mm2 + portanteCS01031 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x10 mm2 + portante

CS01032 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x10 mm2 + portanteCS01033 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x10 mm2 + portanteCS01631 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x16 mm2 + portanteCS01632 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 2x16 mm2 + portanteCS01633 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 3x16 mm2 + portante

CS02531 RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE CU 1x25 mm2 + portante









CT00131 CONDUCTOR TIPO TWT BIPLASTO 1.5 mm2 (BIPOLAR)

CU00651 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x6 mm2CU00652 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x6 mm2





CU00663 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x6 mm2CU00681 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x6 mm2CU01051 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x10 mm2

CU01052 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x10 mm2CU01053 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x10 mm2CU01061 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x10


CU01063 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x10 mm2CU01081 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x10 mm2CU01601 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 1x16 mm2

CU01651 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x16 mm2CU01652 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x16 mm2CU01653 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x16 mm2


CU01662 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x16 mm2CU01663 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x16 mm2

CU01681 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x16 mm2CU02551 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU DESNUDO 1x25 mm2CU02552 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 2x25 mm2


mm2CU02562 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x25 mm2CU02563 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x25 mm2

CU02581 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x25 mm2CU03361 CONDUCTOR RETORNO AP DE CU CUBIERTO CON PE 1x33




mm2CU03562 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x35 mm2CU03563 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x35 mm2




CU05063 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x50 mm2CU05081 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x50 mm2CU07053 RED AEREA AP COND. DESNUDO DE CU 3x70 mm2


CU07062 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 2x70 mm2CU07063 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x70 mm2CU07081 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 1x70 mm2

CU09563 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x95 mm2CU18563 RED AEREA AP COND. DE CU CUBIERTO CON PE 3x185 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO

Código VNR DescripciónCR25006 CORONA METALICA DE 06 LUMINARIAS CON LAMPARAS DE

250 W VAPOR DE SODIOCR40006 CORONA METALICA DE 06 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS

DE 400 W VAPOR DE SODIOCR40008 CORONA METALICA DE 08 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS

DE 400 W VAPOR DE SODIOCR40010 CORONA METALICA DE 10 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS

DE 400 W VAPOR DE SODIO

Código VNR DescripciónFA07002 FAROLA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIOFA08001 FAROLA CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE HgFA08003 FAROLA CON LAMPARA DE 80 W LUZ MIXTAFA08011 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 80 W VAPOR

DE HgFA08021 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 80 W VA-

POR DE HgFA08031 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 80 W VA-

POR DE HgFA12501 FAROLA CON LAMPARA DE 125 W VAPOR DE HgFA12511 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 125 W VA-

POR DE HgFA12521 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 125 W VA-

POR DE HgFA12531 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 125 W

VAPOR DE HgFA15002 FAROLA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIOFA16003 FAROLA CON LAMPARA DE 160 W LUZ MIXTAFA25001 FAROLA CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE HgFA25003 FAROLA CON LAMPARA DE 250 W LUZ MIXTAFA25013 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 250 W LUZ

MIXTAFA25023 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 250 W LUZ

MIXTAFA25033 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 250 W

LUZ MIXTAFA40001 FAROLA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE HgFA40003 FAROLA CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTALU04005 LUMINARIA CON LAMPARA DE 40 W FLUORESCENTELU05002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIOLU07002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 70W VAPOR DE SODIOLU08001 LUMINARIA CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE HgLU08003 LUMINARIA CON LAMPARA DE 80 W LUZ MIXTALU10004 LUMINARIA CON LAMPARA DE 100 W INCANDESCENTELU12501 LUMINARIA CON LAMPARA DE 125 W VAPOR DE HgLU15002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIOLU16003 LUMINARIA CON LAMPARA DE 160 W LUZ MIXTALU25001 LUMINARIA CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE HgLU25002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIOLU25003 LUMINARIA CON LAMPARA DE 250 W LUZ MIXTALU40001 LUMINARIA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE HgLU40002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE SODIOLU40003 LUMINARIA CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTALU50003 LUMINARIA CON LAMPARA DE 500 W LUZ MIXTARF07002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIORF08001 REFLECTOR CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE HgRF15002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIORF25002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIORF40001 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE HgRF40002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE SODIORF40003 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTA

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A5 EQUIPOS DE CONTROL DEL ALUMBRADO

PÚBLICO

Código VNR DescripciónFC001 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULA Y

CONTACTORFC002 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULAFC003 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTOR

HORARIO Y CONTACTORFC004 EQUIPO DE CONTROL AP MANUAL

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A6.1 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA

SERVICIO PARTICULAR

Código VNR DescripciónPX0501 ESTRUCTURA 5 m ALINEAMIENTOPX0502 ESTRUCTURA 5 m CAMBIO DE DIRECCION



NK00613 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x6 mm2NK00615 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x6 mm2 + NEUTRONK01011 Red subterránea SP cable NKY 1 x 10 mm2NK01012 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 2x10 mm2NK01013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x10 mm2NK01015 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x10 mm2 + NEUTRONK01611 Red subterránea SP cable NKY 1 x 16 mm2NK01612 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 2x16 mm2NK01613 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x16 mm2NK01615 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x16 mm2 + NEUTRONK02013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x20 mm2NK02511 Red subterránea SP cable NKY 1 x 25 mm2NK02513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x25 mm2NK02515 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x25 mm2 + NEUTRONK03511 RED SUBTERRÁNEA SP CABLE NKY 1 x 35 mm2NK03513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x35 mm2NK03515 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x35 mm2 + NEUTRONK05013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x50 mm2NK05015 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x50 mm2 + NEUTRONK07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x70 mm2NK07015 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x70 mm2 + NEUTRONK09513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x95 mm2NK09515 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x95 mm2 + NEUTRONK12013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x120 mm2NK12015 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x120 mm2 + NEUTRONK15013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x150 mm2NK18513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x185 mm2NK20013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x200 mm2NK24013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x240 mm2NK30013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x300 mm2NK36013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x360 mm2NK50013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 3x500 mm2NY00611 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x6 mm2NY00612 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x6 mm2NY00613 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x6 mm2NY00614 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x6 mm2NY00615 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x6 mm2 + NEUTRONY00642 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2x6 mm2NY00812 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x8 mm2NY01011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x10 mm2NY01012 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x10 mm2NY01013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x10 mm2NY01014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x10 mm2NY01015 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x10 mm2 + NEUTRONY01313 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x13 mm2NY01611 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x16 mm2NY01612 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x16 mm2NY01613 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x16 mm2NY01614 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x16 mm2NY02013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x20 mm2NY02511 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x25 mm2NY02512 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x25 mm2NY02513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2NY02514 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x25 mm2NY02515 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 + NEUTRONY03511 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x35 mm2NY03512 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x35 mm2NY03513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2NY03514 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x35 mm2NY03515 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 + NEUTRONY05011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x50 mm2NY05012 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x50 mm2NY05013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x50 mm2NY05014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x50 mm2NY07011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x70 mm2NY07012 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x70 mm2NY07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x70 mm2NY07014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x70 mm2NY09512 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x95 mm2NY09513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x95 mm2NY09514 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x95 mm2NY12011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x120 mm2

Código VNR DescripciónCódigo VNR DescripciónPX0503 ESTRUCTURA 5 m FIN DE LINEAPX0601 ESTRUCTURA 6 m ALINEAMIENTOPX0602 ESTRUCTURA 6 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0603 ESTRUCTURA 6 m FIN DE LINEAPX0701 ESTRUCTURA 7 m ALINEAMIENTOPX0702 ESTRUCTURA 7 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0703 ESTRUCTURA 7 m FIN DE LINEAPX0801 ESTRUCTURA 8 m ALINEAMIENTOPX0802 ESTRUCTURA 8 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0803 ESTRUCTURA 8 m FIN DE LINEAPX0901 ESTRUCTURA 9 m ALINEAMIENTOPX0902 ESTRUCTURA 9 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0903 ESTRUCTURA 9 m FIN DE LINEAPX1001 ESTRUCTURA 10 m ALINEAMIENTOPX1002 ESTRUCTURA 10 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1003 ESTRUCTURA 10 m FIN DE LINEAPX1101 ESTRUCTURA 11 m ALINEAMIENTOPX1102 ESTRUCTURA 11 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1103 ESTRUCTURA 11 m FIN DE LINEAPX1301 ESTRUCTURA 13 m ALINEAMIENTOPX1302 ESTRUCTURA 13 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1303 ESTRUCTURA 13 m FIN DE LINEAPX1501 ESTRUCTURA 15 m ALINEAMIENTOPX1502 ESTRUCTURA 15 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1503 ESTRUCTURA 15 m FIN DE LINEA

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente A RED AÉREASubcomponente A6.2 ESTRUCTURAS DE LA RED AÉREA

ALUMBRADO PÚBLICO

Código VNR DescripciónPX0501 ESTRUCTURA 5 m ALINEAMIENTOPX0502 ESTRUCTURA 5 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0503 ESTRUCTURA 5 m FIN DE LINEAPX0601 ESTRUCTURA 6 m ALINEAMIENTOPX0602 ESTRUCTURA 6 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0603 ESTRUCTURA 6 m FIN DE LINEAPX0701 ESTRUCTURA 7 m ALINEAMIENTOPX0702 ESTRUCTURA 7 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0703 ESTRUCTURA 7 m FIN DE LINEAPX0801 ESTRUCTURA 8 m ALINEAMIENTOPX0802 ESTRUCTURA 8 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0803 ESTRUCTURA 8 m FIN DE LINEAPX0901 ESTRUCTURA 9 m ALINEAMIENTOPX0902 ESTRUCTURA 9 m CAMBIO DE DIRECCIONPX0903 ESTRUCTURA 9 m FIN DE LINEAPX1001 ESTRUCTURA 10 m ALINEAMIENTOPX1002 ESTRUCTURA 10 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1003 ESTRUCTURA 10 m FIN DE LINEAPX1101 ESTRUCTURA 11 m ALINEAMIENTOPX1102 ESTRUCTURA 11 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1103 ESTRUCTURA 11 m FIN DE LINEAPX1301 ESTRUCTURA 13 m ALINEAMIENTOPX1302 ESTRUCTURA 13 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1303 ESTRUCTURA 13 m FIN DE LINEAPX1501 ESTRUCTURA 15 m ALINEAMIENTOPX1502 ESTRUCTURA 15 m CAMBIO DE DIRECCIONPX1503 ESTRUCTURA 15 m FIN DE LINEA

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B1.1 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO PARTICULAR

Código VNR DescripciónNB07011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 1x70 mm2NB07013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 3-1x70 mm2NB12011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 1x120 mm2NB12013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYBY 3-1x120 mm2NK00611 Red subterránea SP cable NKY 1 x 6 mm2NK00612 RED SUBTERRANEA SP CABLE NKY 2x6 mm2


NK02526 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x25 mm2NK03523 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x35 mm2NK03525 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x35 mm2 + NEUTRONK03526 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x35 mm2NK05023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x50 mm2NK07023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x70 mm2NK07025 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x70 mm2 + NEUTRONK07026 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x70 mm2NY00621 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x6 mm2NY00622 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x6 mm2NY00623 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2NY00625 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 + NEUTRONY00626 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 6 mm2NY01021 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x10 mm2NY01022 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x10 mm2NY01023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2NY01025 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 + NEUTRONY01026 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 10 mm2NY01621 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x16 mm2NY01622 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x16 mm2NY01623 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x16 mm2NY01626 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 16 mm2NY02023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x20 mm2NY02521 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x25 mm2NY02522 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x25 mm2NY02523 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x25 mm2NY02525 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x25 mm2 + NEUTRONY02526 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 25 mm2NY03521 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x35 mm2NY03522 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x35 mm2NY03523 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2NY03525 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 + NEUTRONY03526 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 35 mm2NY05021 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x50 mm2NY05022 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x50 mm2NY05023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x50 mm2NY07021 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1x70 mm2NY07022 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x70 mm2NY07023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x70 mm2NY07025 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x70 mm2 + NEUTRO

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B3 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO

PÚBLICO - EN ZANJA AP

Código VNR DescripciónNK00631 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 6 mm2NK00632 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x6 mm2NK00633 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x6 mm2NK00635 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x6 mm2 + NEUTRONK00636 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x6 mm2NK01031 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 10 mm2NK01032 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x10 mm2NK01033 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x10 mm2NK01035 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x10 mm2 + NEUTRONK01036 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x10 mm2NK01631 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 16 mm2NK01632 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x16 mm2NK01633 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x16 mm2NK01635 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x16 mm2 + NEUTRONK01636 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x16 mm2NK02033 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x20 mm2NK02531 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 25 mm2NK02532 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x25 mm2NK02533 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x25 mm2NK02535 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x25 mm2 + NEUTRONK02536 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x25 mm2NK03333 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x33 mm2NK03533 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x35 mm2NK03535 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x35 mm2 + NEUTRONK03536 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x35 mm2NK05033 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x50 mm2

Código VNR Descripción Código VNR DescripciónNY12012 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x120 mm2NY12013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x120 mm2NY12014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x120 mm2NY15012 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 2-1x150 mm2NY15013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x150 mm2NY15014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x150 mm2NY18513 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x185 mm2NY18514 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x185 mm2NY20013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x200 mm2NY20014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x200 mm2NY24013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x240 mm2NY24014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x240 mm2NY30013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x300 mm2NY30014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x300 mm2NY36013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x360 mm2NY36014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x360 mm2NY50011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x500 mm2NY50013 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x500 mm2NY50014 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3x500 mm2NY80011 RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 1x800 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B1.2 RED SUBTERRÁNEA SERVICIO

PARTICULAR - NEUTRO

Código VNR DescripciónNK00616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x6 mm2NK01016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x10 mm2NK01616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x16 mm2NK02516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x25 mm2NK03516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x35 mm2NK05016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x50 mm2NK07016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x70 mm2NK09516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x95 mm2NK12016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NKY 1x120 mm2NY00616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x6 mm2NY01016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x10 mm2NY01616 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x16 mm2NY02516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x25 mm2NY03516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x35 mm2NY05016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x50 mm2NY07016 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x70 mm2NY09516 CONDUCTOR NEUTRO CABLE NYY 1x95 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B2 RED SUBTERRÁNEA ALUMBRADO

PÚBLICO - EN ZANJA SP

Código VNR DescripciónNK00621 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 6 mm2NK00622 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x6 mm2NK00623 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x6 mm2NK00625 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x6 mm2 + NEUTRONK00626 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x6 mm2NK01021 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 10 mm2NK01022 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x10 mm2NK01023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x10 mm2NK01025 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x10 mm2 + NEUTRONK01026 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x10 mm2NK01621 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 16 mm2NK01622 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x16 mm2NK01623 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x16 mm2NK01625 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x16 mm2 + NEUTRONK01626 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x16 mm2NK02023 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x20 mm2NK02521 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 1 x 25 mm2NK02522 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 2x25 mm2NK02523 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x25 mm2NK02525 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x25 mm2 + NEUTRO


NK07033 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x70 mm2NK07035 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x70 mm2 + NEUTRO

NK07036 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NKY 1x70 mm2NK12033 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x120 mm2NK15033 RED SUBTERRANEA AP CABLE NKY 3x150 mm2

NY00631 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1-1x6 mm2NY00632 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x6 mm2NY00633 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2

NY00636 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 6 mm2NY00652 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2x6 mm2NY00653 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3x6 mm2


NY01035 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 + NEUTRONY01036 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 10 mm2NY01053 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3x10 mm2


NY01636 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 16 mm2NY01653 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3x16 mm2NY02033 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x20 mm2


NY02536 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 25 mm2NY03333 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x33 mm2NY03531 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1-1x35 mm2

NY03532 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 2-1x35 mm2NY03533 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2NY03535 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x35 mm2 + NEUTRO

NY03536 CONDUCTOR NEUTRO AP CABLE NYY 1 x 35 mm2NY03553 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3x35 mm2NY05031 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 1-1x50 mm2



NY18533 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x185 mm2

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B4 EQUIPOS DE ALUMBRADO PÚBLICO

Código VNR DescripciónCR25006 CORONA METALICA DE 06 LUMINARIAS CON LAMPARAS DE

250 W VAPOR DE SODIOCR40006 CORONA METALICA DE 06 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS

DE 400 W VAPOR DE SODIO

CR40008 CORONA METALICA DE 08 REFLECTORES CON 2 LAMPARASDE 400 W VAPOR DE SODIO

CR40010 CORONA METALICA DE 10 REFLECTORES CON 2 LAMPARASDE 400 W VAPOR DE SODIO

FA07002 FAROLA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIOFA07012 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 70 W VAPOR

DE SODIOFA07022 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 70 W VA-

POR DE SODIO

FA08001 FAROLA CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE HgFA08003 FAROLA CON LAMPARA DE 80 W LUZ MIXTAFA08011 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 80 W VAPOR

DE HgFA08021 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 80 W VA-

POR DE Hg

FA08031 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 80 W VA-POR DE Hg

FA12501 FAROLA CON LAMPARA DE 125 W VAPOR DE HgFA12511 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 125 W VA-

POR DE Hg

FA12521 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 125 W VA-POR DE Hg

FA12531 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 125 WVAPOR DE Hg

FA15002 FAROLA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO

FA16003 FAROLA CON LAMPARA DE 160 W LUZ MIXTA

FA25001 FAROLA CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE Hg


FA25013 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON DOS BRAZOS, 250 W LUZMIXTA

FA25023 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON TRES BRAZOS, 250 W LUZMIXTA

FA25033 FAROLA TIPO ORNAMENTAL CON CUATRO BRAZOS, 250 WLUZ MIXTA

FA40001 FAROLA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE Hg


LU04005 LUMINARIA CON LAMPARA DE 40 W FLUORESCENTE

LU05002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 50W VAPOR DE SODIO

LU07002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO

LU08001 LUMINARIA CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg

LU08003 LUMINARIA CON LAMPARA DE 80 W LUZ MIXTA

LU10004 LUMINARIA CON LAMPARA DE 100 W INCANDESCENTE


LU15002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO









RF07002 REFLECTOR CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO

RF08001 REFLECTOR CON LAMPARA DE 80 W VAPOR DE Hg



RF40001 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE Hg


RF40003 REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W LUZ MIXTA

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B5 EQUIPOS DE CONTROL DEL

ALUMBRADO PÚBLICO

Código VNR DescripciónFC001 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULA Y

CONTACTOR

FC002 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR FOTOCELULA

FC003 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO POR INTERRUPTORHORARIO Y CONTACTOR

FC004 EQUIPO DE CONTROL AP MANUAL

Grupo 3 BAJA TENSIÓNComponente B RED SUBTERRÁNEASubcomponente B6 ESTRUCTURAS DE LA RED SUBTERRÁNEA

ALUMBRADO PÚBLICO

Código VNR DescripciónPX0501 ESTRUCTURA 5 m ALINEAMIENTO

PX0601 ESTRUCTURA 6 m ALINEAMIENTO












ANEXO Nº 3

LISTA DE CÓDIGOSCOMPLEMENTARIOS

LISTA DE CÓDIGOS DE GRUPOS, COMPONENTES Y SUBCOMPONENTES

Código de Grupo 1Nombre de Grupo MEDIA TENSIÓN

Código de Nombre de Componente Código de Nombre de Subcomponente Código Secundario Unidad UnidadComponente Subcomponente Metrado Costo

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

A2 RED AÉREA - NEUTRO Tensión/Estructura km US$

B RED SUBTERRÁNEA B1 RED SUBTERRÁNEA - km US$

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

C2 SECCIONADORES Instalación Unidad US$

C3 RECONECTADORES Instalación Unidad US$

C4 OTROS Instalación Unidad US$

D ESTRUCTURAS D1 ESTRUCTURAS Estructura Unidad -

E SECCIONAMIENTOS Y ENLACES E1 SECCIONAMIENTOS Y ENLACES - Unidad -

Código de Grupo 2Nombre de Grupo SUBESTACIONES

Código de Nombre de Componente Código de Nombre de Subcomponente Código Secundario Unidad UnidadComponente Subcomponente Metrado 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 3Nombre de Grupo BAJA TENSIÓN

Código de Nombre de Componente Código de Nombre de Subcomponente Código Unidad UnidadComponente Subcomponente Secundario Metrado 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 4Nombre de Grupo INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

Código de Nombre de Componente Código de Nombre de Subcomponente Unidad UnidadComponente Subcomponente Metrado Costo

A TERRENOS A1 TERRENOS PARA ALMACÉN DE EQUIPOS m2 US$

A2 TERRENOS PARA ALMACÉN DE VEHICULOS m2 US$

A3 TERRENOS PARA OFICINAS m2 US$

A4 TERRENOS PARA CENTROS DE ATENCIÓN AL PÚBLICO m2 US$

A5 OTROS TERRENOS m2 US$

B EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES B1 ALMACÉN DE EQUIPOS m2 US$

B2 ALMACÉN DE VEHÍCULOS m2 US$

B3 OFICINAS m2 US$

B4 CENTROS DE ATENCIÓN AL PÚBLICO m2 US$

B5 OTROS EDIFICIOS Y CONSTRUCCIONES m2 US$


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

C2 VEHÍCULOS OPERATIVOS Unidad US$

C3 EQUIPOS Y VEHÍCULOS DE CARGA Unidad US$

C4 OTROS EQUIPOS Y VEHÍCULOS Unidad US$

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

Y CONTROL D2 EQUIPOS DE MAESTRANZA Unidad US$

D3 EQUIPOS DE MEDICIÓN Unidad US$

D4 EQUIPOS DE CONTROL Unidad US$

E EQUIPOS DE COMUNICACIÓN E1 TELEFONÍA FIJA Unidad US$

E2 TELEFONÍA MÓVIL Unidad US$

E3 ESTACIONES DE RADIO Y ANTENAS Unidad US$

E4 RADIOS PORTÁTILES Unidad US$

E5 OTROS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN Unidad US$

F EQUIPOS DE OFICINA F1 EQUIPOS PARA OFICINA Unidad US$

F2 EQUIPOS PARA ATENCIÓN AL PÚBLICO Unidad US$

F3 OTROS EQUIPOS DE OFICINA Unidad US$

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

G2 ESTACIONES DE TRABAJO Unidad US$

G3 IMPRESORAS Unidad US$

G4 SERVIDORES Unidad US$

G5 OTROS EQUIPOS DE CÓMPUTO Unidad US$

G6 SOFTWARES TÉCNICOS Unidad US$

G7 SOFTWARES DE GESTIÓN Unidad US$

G8 OTROS SOFTWARES Unidad US$

H OTROS EQUIPOS H1 OTROS EQUIPOS Unidad US$

Código de Nombre de Componente Código de Nombre de Subcomponente Unidad UnidadComponente Subcomponente Metrado Costo

LISTA DE CÓDIGOS COMPLEMENTARIOS

TENSIONES NOMINALES

NIVEL DE TENSIÓN CÓDIGO DESCRIPCIÓNMEDIA TENSIÓN A 2.3 kV

B 5.8 kVC 7.62 kVD 10 kVE 12 kVF 13.2 kVG 22.9 kV

ALTA TENSIÓN H 33 kVI 60 kVJ 69 kV

MUY ALTA TENSIÓN K 110 kVL 138 kVM 220 kV

BAJA TENSIÓN X 220 VY 380/220 VZ 440/220 V

ESTADOS VNR

CÓDIGO DESCRIPCIÓNN NUEVOE EXISTENTEX ELIMINADOM MODIFICADO

TIPOS DE ESTRUCTURA

CÓDIGO DESCRIPCIÓNA ESTRUCTURA DE MADERAB ESTRUCTURA DE HORMIGÓNC ESTRUCTURA DE CONCRETOD ESTRUCTURA DE FIERROE SIN ESTRUCTURA O RED COMPARTIDAX NINGUNO (*)

(*) Para tramos de redes subterráneas.

TIPOS DE PASTORAL

CÓDIGO DESCRIPCIÓNA PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1” DE DIÁMETROB PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETROC PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETROD PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETROE PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETROF PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETROG PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETROH CONCRETO SIMPLE DE 1.30 mI CONCRETO DOBLE DE 1.30 mJ CONCRETO TRIPLE DE 1.30 mK CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 mL CONCRETO PARABÓLICO DOBLE DE 1.50 mM CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 mN CONCRETO RECORTADO DOBLE DE 0.50 mO CONCRETO RECORTADO TRIPLE DE 0.50 mP CONCRETO RECORTADO CUÁDRUPLE DE 0.50 mQ NINGUNOR PASTORAL METÁLICO TRIPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETROS CONCRETO PARABÓLICO RECORTADO SIMPLE

DENOMINACIÓN DE VÍA

CÓDIGO DESCRIPCIÓNJR JIRÓNAV AVENIDAVE VÍA EXPRESAAU AUTOPISTACA CALLECR CARRETERAPS PASAJEOV ÓVALOMA MALECÓNAL ALAMEDA

TIPOS DE VÍA

CÓDIGO DESCRIPCIÓNRE REGIONALSR SUBREGIONALEX EXPRESAAR ARTERIALCO COLECTORALR LOCAL RESIDENCIALLC LOCAL COMERCIALLU LOCAL RURALPP PASAJE PEATONAL Y OTROS


TIPOS DE ALUMBRADO

CÓDIGO DESCRIPCIÓN1 TIPO I2 TIPO II3 TIPO III4 TIPO IV5 TIPO V

SENTIDO DE TRAMO DE VÍA

CÓDIGO DESCRIPCIÓND DOBLE SENTIDOM MISMO SENTIDO DEL TRAMOC SENTIDO CONTRARIO AL TRAMO

TIPOS DE PARQUE

CÓDIGO DESCRIPCIÓNZ ZONALM METROPOLITANOL LOCALP PLAZA PRINCIPAL O DE ARMAS

TIPO DE ENTIDAD

CÓDIGO DESCRIPCIÓN01 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN02 CENTRAL DE GENERACIÓN AISLADA03 SALIDA EN MEDIA TENSIÓN04 TRAMO DE MEDIA TENSIÓN05 VÉRTICES DEL TRAMO DE MEDIA TENSIÓN06 EQUIPO DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO07 NODO DE ENLACE08 ESTRUCTURA09 SUBESTACIÓN10 SALIDA EN BAJA TENSIÓN11 TRAMO DE BAJA TENSIÓN12 VÉRTICES DEL TRAMO DE BAJA TENSIÓN13 ACOMETIDA14 VÉRTICES DE LA ACOMETIDA15 PUNTO DE CONEXIÓN DEL SUMINISTRO16 SUMINISTRO17 EQUIPO DE ALUMBRADO PÚBLICO18 EQUIPO DE CONTROL DE ALUMBRADO PÚBLICO19 PREDIO (TERRENOS O EDIFICACIONES)20 VÉRTICES DEL PREDIO21 EQUIPO DE INVERSIÓN NO ELÉCTRICA

LISTA DE CÓDIGOS DE EMPRESA,SECTORES TÍPICOS Y SISTEMAS ELÉCTRICOS

Los códigos son los vigentes o los que los sustituyan. Eneste último caso, la GART del OSINERG comunicará ensu oportunidad el listado de códigos de empresas, secto-res típicos y sistemas eléctricos.

EMPRESAS

CÓDIGO DESCRIPCIÓNCOEL CoelvisaEDCA EdecañeteEDLN EdelnorELC ElectrocentroELN Electronorte

ELNM HidrandinaELNO ElectronoroesteELOR Electro OrienteELPU Electro PunoELS Electrosur

ELSE Electro Sur EsteELSM Electro Sur Medio

ELTO Electro TocacheELUC Electro UcayaliEMSE EmsemsaEMSU EmseusaLDS Luz del Sur

SEAL SealSERS Sersa

SECTORES TÍPICOS

CÓDIGO DESCRIPCIÓN1 SECTOR TÍPICO 12 SECTOR TÍPICO 23 SECTOR TÍPICO 34 SECTOR TÍPICO 4

SISTEMAS ELÉCTRICOS

CÓDIGO DE DESCRIPCIÓN CÓDIGO DE SISTEMA DESCRIPCIÓN DEEMPRESA DE EMPRESA ELÉCTRICO SISTEMA ELÉCTRICO

COEL Coelvisa SE0001 Villacuri

COEL Coelvisa SE0002 Andahuasi

EDCA Edecañete SE0003 Cañete

EDCA Edecañete SE0004 Lunahuana

EDLN Edelnor SE0005 Lima Norte

EDLN Edelnor SE0006 Huacho-Supe-Barranca

EDLN Edelnor SE0007 Huaral-Chancay

EDLN Edelnor SE0008 PativilcaEDLN Edelnor SE0009 Sayan

EDLN Edelnor SE0010 Humaya

EDLN Edelnor SE0011 Canta

EDLN Edelnor SE0012 Churin

EDLN Edelnor SE0013 Ravira Pacaraos

EDLN Edelnor SE0014 Hoyos Acos

EDLN Edelnor SE0015 Huaros

EDLN Edelnor SE0016 Yaso

ELC Electrocentro SE0060 Ayacucho

ELC Electrocentro SE0061 Huancavelica Ciudad

ELC Electrocentro SE0062 HuancayoELC Electrocentro SE0063 Pasco

ELC Electrocentro SE0064 Tarma-Chanchamayo

ELC Electrocentro SE0065 Tingo Maria

ELC Electrocentro SE0066 Huanuco

ELC Electrocentro SE0067 Pichanaki

ELC Electrocentro SE0068 Cangallo-Llusita

ELC Electrocentro SE0069 Huanta-Machahuay

ELC Electrocentro SE0070 Pampas

ELC Electrocentro SE0071 Valle del Mantaro 1


ELC Electrocentro SE0073 Chalhuamayo-Satipo

ELC Electrocentro SE0074 San FranciscoELC Electrocentro SE0075 Huancavelica Rural



ELC Electrocentro SE0078 Tablachaca

ELC Electrocentro SE0079 Acobambilla

ELC Electrocentro SE0080 Pozuzo

ELC Electrocentro SE0160 Pasco Rural 1

ELC Electrocentro SE0161 Ayacucho Rural

ELC Electrocentro SE0162 Huanuco Rural

ELC Electrocentro SE0163 Pasco Rural 2ELC Electrocentro SE0164 Tarma RuralELC Electrocentro SE0170 San BalvinELN Electronorte SE0166 PomahuacaELN Electronorte SE0167 PucaraELN Electronorte SE0094 ChiclayoELN Electronorte SE0095 ChachapoyasELN Electronorte SE0096 Bagua-JaenELN Electronorte SE0097 San IgnacioELN Electronorte SE0098 Chongoyape

ELN Electronorte SE0099 ChotaELN Electronorte SE0100 CutervoELN Electronorte SE0101 Jumbilla

ELN Electronorte SE0102 Leymebamba

CÓDIGO DESCRIPCIÓN


ELN Electronorte SE0103 R. De Mendoza

ELN Electronorte SE0104 Mocupe

ELN Electronorte SE0105 Pomacochas

ELN Electronorte SE0106 Querocoto

ELN Electronorte SE0107 Salas

ELN Electronorte SE0108 Morrope

ELN Electronorte SE0109 Niepos

ELNM Hidrandina SE0168 Trujillo Rural

ELNM Hidrandina SE0169 Casma Rural

ELNM Hidrandina SE0118 Cajamarca

ELNM Hidrandina SE0119 Chimbote

ELNM Hidrandina SE0120 Guadalupe

ELNM Hidrandina SE0121 Huarmey

ELNM Hidrandina SE0122 Trujillo

ELNM Hidrandina SE0123 Caraz-Carhuaz-Huaraz

ELNM Hidrandina SE0124 Huallanca

ELNM Hidrandina SE0125 Ticapampa

ELNM Hidrandina SE0126 Huari

ELNM Hidrandina SE0127 Pomabamba

ELNM Hidrandina SE0128 Celendin

ELNM Hidrandina SE0129 Chiquian

ELNM Hidrandina SE0130 Tortugas

ELNM Hidrandina SE0131 Namora

ELNM Hidrandina SE0132 Tayabamba

ELNO Electronoroeste SE0165 Tumbes Rural

ELNO Electronoroeste SE0081 Piura

ELNO Electronoroeste SE0082 Sullana-El Arenal-Paita

ELNO Electronoroeste SE0083 Talara

ELNO Electronoroeste SE0084 Tumbes

ELNO Electronoroeste SE0085 Bajo Piura

ELNO Electronoroeste SE0086 Chulucanas

ELNO Electronoroeste SE0088 Canchaque

ELNO Electronoroeste SE0089 Chalaco

ELNO Electronoroeste SE0090 Huancabamba

ELNO Electronoroeste SE0091 Santo Domingo

ELOR Electro Oriente SE0017 Caballococha

ELOR Electro Oriente SE0018 Contamana

ELOR Electro Oriente SE0019 Iquitos

ELOR Electro Oriente SE0020 Nauta

ELOR Electro Oriente SE0021 Requena

ELOR Electro Oriente SE0022 Tarapoto

ELOR Electro Oriente SE0023 Yurimaguas

ELOR Electro Oriente SE0024 Tabalosos

ELOR Electro Oriente SE0172 Tamshiyacu

ELPU Electro Puno SE0025 Juliaca

ELPU Electro Puno SE0026 Puno

ELPU Electro Puno SE0027 Azangaro

ELPU Electro Puno SE0028 Antauta

ELPU Electro Puno SE0029 Ayaviri

ELPU Electro Puno SE0030 Ilave-Pomata

ELPU Electro Puno SE0031 Anapia

ELS Electrosur SE0110 Ilo

ELS Electrosur SE0111 Moquegua

ELS Electrosur SE0112 Tacna

ELS Electrosur SE0113 Yarada

ELS Electrosur SE0114 Puquina-Omate-Ubinas

ELS Electrosur SE0115 Tarata

ELS Electrosur SE0116 Tomasiri

ELS Electrosur SE0117 Ichuña

ELSE Electro Sur Este SE0032 Cusco

ELSE Electro Sur Este SE0033 Iberia

ELSE Electro Sur Este SE0034 Puerto Maldonado

ELSE Electro Sur Este SE0035 Abancay

ELSE Electro Sur Este SE0036 La Convencion

ELSE Electro Sur Este SE0037 Vilcanota-Sicuani

ELSE Electro Sur Este SE0038 Yauri

ELSE Electro Sur Este SE0039 Iñapari

ELSE Electro Sur Este SE0040 Valle Sagrado 1

ELSE Electro Sur Este SE0041 Valle Sagrado 2

ELSE Electro Sur Este SE0042 Andahuaylas

ELSM Electro Sur Medio SE0043 Chincha

ELSM Electro Sur Medio SE0044 Ica

ELSM Electro Sur Medio SE0045 Nazca-Palpa-Puquio

ELSM Electro Sur Medio SE0046 Pisco

ELSM Electro Sur Medio SE0047 Coracora

ELSM Electro Sur Medio SE0048 Cordova-Querco

ELSM Electro Sur Medio SE0049 Pausa

ELSM Electro Sur Medio SE0050 Lucanas

ELSM Electro Sur Medio SE0051 Huaytara-Chocorvos

ELSM Electro Sur Medio SE0052 Ingenio-Changuillo

ELSM Electro Sur Medio SE0053 Chaviña

ELSM Electro Sur Medio SE0054 Incuyo

ELSM Electro Sur Medio SE0055 Laramate

ELSM Electro Sur Medio SE0056 Tambo Quemado

ELTO Electro Tocache SE0153 Tocache

ELUC Electro Ucayali SE0057 Pucallpa

ELUC Electro Ucayali SE0058 Atalaya

ELUC Electro Ucayali SE0059 Campo Verde

ELUC Electro Ucayali SE0171 Aguaytia

EMSE Emsemsa SE0154 Paramonga

EMSU Emseusa SE0155 Utcubamba

LDS Luz del Sur SE0133 Lima Sur

SEAL Seal SE0134 Arequipa

SEAL Seal SE0135 Mollendo-Matarani

SEAL Seal SE0136 Atico

SEAL Seal SE0137 Chala

SEAL Seal SE0138 Camana

SEAL Seal SE0139 Reparticion

SEAL Seal SE0140 Majes

SEAL Seal SE0141 Chuquibamba

SEAL Seal SE0142 Huanca

SEAL Seal SE0143 Corire

SEAL Seal SE0144 Ocoña

SEAL Seal SE0145 Caraveli

SEAL Seal SE0146 Colca

SEAL Seal SE0147 Cotahuasi

SEAL Seal SE0148 Pampacolca

SEAL Seal SE0149 Bella Union

SEAL Seal SE0150 La Cano

SEAL Seal SE0151 Yura

SEAL Seal SE0152 Orcopampa

SERS Sersa SE0156 Rioja

ANEXO Nº 4

ESTRUCTURA DE DATOS

ESTRUCTURA DE DATOS

Pautas Generales

Nombre de las Tablas: Para nombrar cada una de las ta-blas, se puede usar cualquier nombre válido de archivo.Por ejemplo para la tabla de Centros de Transformación,puede usarse: “Centro de Transformación.txt”, “Centro deTransformación”, “CT.txt” o cualquier otro que permita iden-tificar fácilmente el respectivo archivo.

Delimitador de Columna: Puede usarse cualquier delimi-tador o separador de columna válido en SQL o Windows.Por ejemplo: tab, coma, punto y coma u otro. No se debeusar el espacio como separador.

Delimitador de Fila: Puede usarse como delimitador oseparador de fila, cualquier caracter o combinación de ca-racteres válido en SQL o Windows. El sistema usará pordefecto la combinación de caracteres de retorno de carro/avance de línea.

Vértices: En las tablas de vértices de polilíneas y polígo-nos, el campo del número de secuencia debe iniciar en cero.

Valores Nulos: Se considera valor nulo cuando entre losdelimitadores de columna no exista ningún carácter.

Punto Decimal: Se considera al caracter punto (.) comoseparador decimal en los valores numéricos.




TABLAS

1. INFORMACIÓN DE ORGANIZACIÓN

Empresa

Campo Tipo de Ancho Decimales DescripciónCampo Total

1 CARACTER 4 Identificador de la empresa (ver tabla “Em-presas”)

2 CARACTER 25 Nombre de la empresa (ver tabla “Empre-sas”)

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

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

5 CARACTER 6 Datum (WGS84 o PSAD56)

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

7 CARACTER 4 Año al que corresponde la información en-tregada (formato aaaa)

Sector Típico


1 CARACTER 1 Identificador del sector típico (ver tabla “Sec-tores Típicos”)

2 CARACTER 25 Nombre del sector típico (ver tabla “Secto-res Típicos”)

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

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

Sistema Eléctrico


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

2 CARACTER 25 Nombre del sistema eléctrico (ver tabla “Sis-temas Eléctricos”)

3 CARACTER 1 Identificador del sector típico al que perte-nece el sistema eléctrico (ver tabla “Secto-res Típicos”)

4 CARACTER 1 Tipo de sistema eléctrico (I: Interconecta-do, T: Aislado Térmico o H: Aislado Hidráu-lico)

5 NUMERICO 10 2 Máxima demanda a nivel de sistema eléc-trico (kW)

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

7 CARACTER 4 Identificador de la empresa a la que perte-nece el sistema eléctrico (ver tabla “Empre-sas”)



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

2 CARACTER 30 Nombre del centro de transformación (asig-nado por la empresa)

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



6 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del centro de transforma-ción (kW)

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

8 NUMERICO 10 2 Potencia instalada del centro de transforma-ción (kVA)

9 NUMERICO 10 2 Potencia segura del centro de transforma-ción (kVA) (*)

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

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

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


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

14 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM X

15 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y

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

Central de Generación Aislada


1 CARACTER 15 Identificador de la central de generación ais-lada (código único e invariable, asignado porla empresa)

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

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

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

5 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal de la sa-lida en MT o BT (ver tabla “Tensiones No-minales”)

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

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

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

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

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





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

2. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICASEXISTENTES

Media Tensión



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

2 CARACTER 15 Identificador del centro de transformación alque pertenece (nulo en caso de sistemaseléctricos aislados)

3 CARACTER 15 Identificador del centro de generación ais-lada al que pertenece (nulo en caso de sis-temas eléctricos interconectados)

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

5 CARACTER 12 Nombre asignado por la empresa a la sali-da en media tensión

6 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal (ver ta-bla “Tensiones Nominales”)

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia nominal (kW)

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

10 CARACTER 1 Identificador de la propiedad (D: Distribui-dora o T: Terceros)

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






Estructura


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

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión alque soporta

3 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión al quesoporta

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

5 CARACTER 8 Código VNR de la estructura

6 CARACTER 1 Código del tipo de estructura (ver tabla “Ti-pos de Estructura”)


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





Subestaciones

Subestación


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

2 CARACTER 12 Identificador de la salida de media tensiónasociada




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

7 NUMERICO 10 2 Máxima demanda del servicio de alumbra-do público (kW)

8 NUMERICO 10 2 Potencia instalada (kVA)

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

10 CARACTER 2 Identificador del subcomponente (ver “Listade Códigos de Grupos, Componentes y Sub-componentes”)

11 CARACTER 8 Código VNR de la subestación


13 CARACTER 1 Estado de la subestación (ver tabla “Esta-dos VNR”)





Baja Tensión

Salida en Baja Tensión


1 CARACTER 12 Identificador de la salida en baja tensión (có-digo único e invariable, asignado por la em-presa)

2 CARACTER 12 Identificador de la subestación asociada

3 CARACTER 12 Identificador del centro de generación ais-lada asociado (nulo para sistemas eléctri-cos interconectados)


5 CARACTER 12 Nombre asignado por la empresa a la sali-da en baja tensión

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


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



1 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión (có-digo único e invariable, asignado por la em-presa)

2 CARACTER 12 Identificador de la salida en media tensiónasociada


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

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

6 CARACTER 8 Código VNR de las fases activas7 CARACTER 8 Código VNR del conductor neutro8 CARACTER 1 Identificador del tipo de estructura (ver ta-

bla “Tipos de Estructura”) (*)9 CARACTER 1 Identificador de la propiedad (D: Distribui-

dora o T: Terceros)10 CARACTER 1 Estado del tramo de media tensión (ver ta-

bla “Estados VNR”)11 CARACTER 10 Fecha de puesta en servicio (formato dd/

mm/aaaa)12 CARACTER 10 Fecha de retiro (formato dd/mm/aaaa)13 NUMERICO 8 2 Longitud del tramo (m)14 CARACTER 12 Identificador del tramo anterior (tramo pa-

dre)

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

Vértices del Tramo de Media Tensión


1 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión2 NUMERICO 3 Identificador del número de secuencia del

vértice de la polilínea (se inicia en cero)3 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM X


Equipo de Protección y Seccionamiento


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

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión so-bre el que está instalado (nulo si está ensubestación de seccionamiento)

3 CARACTER 12 Identificador de la subestación de secciona-miento donde se encuentra instalado (nulosi está en tramo de media tensión)


5 CARACTER 8 Código VNR del equipo6 CARACTER 1 Código del tipo de instalación del equipo (I:

Interior o E: exterior)7 CARACTER 1 Identificador de la propiedad (D: Distribui-

dora o T: Terceros)8 CARACTER 1 Estado del equipo (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 X12 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y

Nodo de Enlace


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

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensión aso-ciado

3 CARACTER 12 Identificador de la subestación asociada4 CARACTER 1 Identificador de la tensión nominal (ver ta-

bla “Tensiones Nominales”)5 CARACTER 1 Identificador de la propiedad (D: Distribui-

dora o T: Terceros)6 CARACTER 1 Estado del nodo de enlace (ver tabla “Esta-

dos VNR”)7 CARACTER 10 Fecha de puesta en servicio (formato dd/

mm/aaaa)8 CARACTER 10 Fecha de retiro (formato dd/mm/aaaa)9 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM X10 NUMERICO 11 2 Coordenada UTM Y








1 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión (có-digo único e invariable, asignado por la em-presa)

2 CARACTER 12 Identificador de la salida en baja tensiónasociada


4 CARACTER 8 Código VNR del conductor de servicio par-ticular

5 CARACTER 8 Código VNR del conductor adicional de ser-vicio particular

6 CARACTER 8 Código VNR del conductor de alumbradopúblico

7 CARACTER 8 Código VNR del conductor neutro

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

9 NUMERICO 8 2 Longitud del tramo (m)


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



14 CARACTER 12 Identificador del tramo anterior (tramo pa-dre)

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

Vértices del Tramo de Baja Tensión


1 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión

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



Acometida


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

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión aso-ciado

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



Vértices de la Acometida


1 CARACTER 12 Identificador de la acometida






1 CARACTER 12 Identificador del punto de conexión del su-ministro (código único e invariable, asigna-do por la empresa)

2 CARACTER 12 Identificador de la acometida asociada

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





Suministro


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

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

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



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



1 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado pú-blico (código único e invariable, asignado porla empresa)

2 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión aso-ciado

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 Secunda-ria)

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 (vertabla “Estados VNR”)





Equipo de Control de Alumbrado Público


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

2 CARACTER 12 Identificador de la salida en baja tensiónasociada


4 CARACTER 8 Código VNR del equipo de control de alum-brado público


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








3. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICASEXISTENTES

Predio (Inversión No Eléctrica - Terrenos y Edificaciones)


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

2 CARACTER 6 Identificador del sistema eléctrico asociado

3 CARACTER 1 Identificador del componente (ver “Lista deCódigos de Grupos, Componentes y Sub-componentes”)Para una edificación se reporta el terrenoen un registro y la edificación en otro


5 CARACTER 200 Uso del terreno o edificación

6 CARACTER 200 Dirección (ubicación) del terreno o edifica-ción

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 (for-mato aaaa)

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

Vértices del Predio


1 CARACTER 12 Identificador del predio

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



Equipo de Inversión No Eléctrica


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

2 CARACTER 12 Identificador del predio en el cual se encuen-tra ubicado o asignado el equipo

3 CARACTER 1 Identificador del componente (ver “Lista deCódigos de Grupos, Componentes y Sub-componentes”)


5 CARACTER 200 Uso del equipo

5 CARACTER 200 Descripción del equipo

6 CARACTER 100 Marca del equipo

7 CARACTER 100 Modelo del equipo

8 CARACTER 4 Año de fabricación (formato aaaa)

9 NUMERICO 3 Cantidad

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

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

4. INFORMACIÓN CATASTRAL

Vía


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

2 CARACTER 100 Nombre de la vía

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

Tramo de Vía


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

2 CARACTER 12 Identificador de la vía asociada

3 CARACTER 2 Identificador del tipo de vía (ver tabla “Ti-pos de Vía”)

4 CARACTER 1 Identificador del tipo de alumbrado (ver ta-bla “Tipos de Alumbrado”)

5 CARACTER 1 Identificador del sentido del tramo de vía (vertabla “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 víavariable, deberá considerarse un valor promedio en metros.

Vértices del Tramo de Vía


1 CARACTER 12 Identificador del tramo de vía




Parque


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

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

3 CARACTER 100 Nombre del parque

Vértices del Parque


1 CARACTER 12 Identificador del parque




Manzana


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

Vértices de la Manzana


1 CARACTER 12 Identificador de la manzana




Zona Histórica o Monumental


1 CARACTER 12 Identificador de la zona histórica o monu-mental (código único e invariable, asignadopor la empresa)

2 CARACTER 100 Nombre de la zona histórica o monumental

Vértices de la Zona Histórica o Monumental


1 CARACTER 12 Identificador de la zona histórica o monu-mental




Zona de Concesión


1 CARACTER 12 Identificador de la zona de concesión (códi-go único e invariable, asignado por la em-presa)



Equipo de Alumbrado Público Adaptado


1 CARACTER 12 Identificador del equipo de alumbrado pú-blico existente


4 CARACTER 8 Código VNR del equipo de alumbrado

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

Equipo de Control de Alumbrado Público Adaptado


1 CARACTER 12 Identificador del equipo de control de alum-brado público existente


3 CARACTER 8 Código VNR del equipo de control de alum-brado público

Estructura Adaptada (sólo para el alumbrado público alimentado por redessubterráneas)


1 CARACTER 12 Identificador de la salida de baja tensiónexistente a la que pertenece

2 CARACTER 8 Código VNR de la estructura

3 CARACTER 1 Código del tipo de estructura (ver tabla “Ti-pos de Estructura”)

4 NUMERICO 11 2 Cantidad

6. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICASADAPTADAS

Predio Adaptado (Inversiones No Eléctricas - Terrenos y Edificaciones)


1 CARACTER 12 Identificador del predio existente

2 NUMERICO 10 2 Área del predio (m2)

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

Equipo de Inversión No Eléctrica Adaptado


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)

7. INFORMACIÓN DE MODIFICACIONES DE LAS TABLAS DEDATOS

Modificaciones


1 NUMERICO 12 Identificador de la modificación asignado porla empresa

2 CARACTER 2 Identificador que indica el nombre de la en-tidad sobre la cual se ha realizado la modi-ficación (ver tabla “Tipos de Entidad”)

3 CARACTER 12 Identificador del elemento modificado

4 CARACTER 2 Indica el número de campo en la tabla delelemento modificado que corresponda alatributo modificado

5 CARACTER 20 Valor anterior

6 CARACTER 20 Valor nuevo

7 CARACTER 100 Motivo por el cual se ha realizado el cam-bio

Vértices de la Zona de Concesión


1 CARACTER 12 Identificador de la zona de concesión




5. INFORMACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICASADAPTADAS

Media Tensión

Tramo de Media Tensión Adaptado


1 CARACTER 12 Identificador del tramo de media tensiónexistente

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 estructura (ver ta-bla “Tipos de Estructura”)


Equipo de Protección y Seccionamiento Adaptado


1 CARACTER 12 Identificador del equipo existente


4 CARACTER 8 Código VNR del equipo

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

Subestaciones

Subestación Adaptada


1 CARACTER 12 Identificador de la subestación existente




5 NUMERICO 10 2 Potencia instalada (kVA)

6 CARACTER 8 Código VNR de la subestación

Baja Tensión

Tramo de Baja Tensión Adaptado


1 CARACTER 12 Identificador del tramo de baja tensión exis-tente

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


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

5 CARACTER 8 Código VNR del conductor de servicio par-ticular

6 CARACTER 8 Código VNR del conductor adicional de ser-vicio particular

7 CARACTER 8 Código VNR del conductor de alumbradopúblico


9 CARACTER 1 Identificador del tipo de estructura (ver ta-bla “Tipos de Estructura”)



ANEXO Nº 5

FORMATOS DE VALORIZACIÓN Y METRADOS

Alimentadores por Centro de Transformación

Código Empresa OSINERG - GARTNombre Empresa

Nombre Centro de Transformación

Potencia Instalada Centro (kVA)

Demanda Total Centro (kW)

Demanda AP Centro (kW)

Tensión Nominal Centro (kV)

Formato ALPágina

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

Centros de Transformación por Empresa

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

Formato CTPágina

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

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


Sistemas Eléctricos por Empresa

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

Formato SEPágina

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

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

Sectores Típicos por Empresa

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

Formato STPágina

Sector Típico Demanda Demanda APkW kW

1234

Subestaciones por Alimentador

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

Formato SBPágina

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

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


Formato Resumen del Valor Nuevo de Reemplazo a Nivel de Empresa

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

Formato A1Página

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

1. Media TensiónA. Red Aérea

A1. Red Aérea kmA2. Red Aérea - Neutro km

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 unidadTotal

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 EléctricasTotal Instalaciones No Eléctricas

Total

Notas:(1) Cantidad total de cada item(2) Se calcula dividiendo el costo total de cada item entre la cantidad total correspondiente


Res

umen

del

Val

or N

uevo

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Ree

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Sect

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kW)

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kW)

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Tot

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Val

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Sect

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Val

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Dem

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No

Sub

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lU

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Sub

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lE

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rica

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arti

cula

rP

úbli

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Tot

al

Sect

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ípic

o 4

Val

or N

uevo

de

Ree

mpl

azo

(mile

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US$

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iste

ma

Elé

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coN

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Dem

anda

Med

iaS

ubes

taci

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Baj

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Alu

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co

Tot

al

Tot

al E

mpr

esa


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

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

Formato B1Página




Total



Total






Total

Total Subestaciones



Total


Total

Total Baja Tensión


Total



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

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema Eléctrico MetradoDemanda Total Sistema (kW) Tipo MetradoDemanda AP Sistema (kW) Costo

Formato C1Página




Total



Total






Total

Total Subestaciones



Total


Total

Total Baja Tensión


Total



Formato del Valor Nuevo de Reemplazo de las Instalaciones No Eléctricas a Nivel de Sistema Eléctrico

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoDemanda Total Sistema (kW) MetradoDemanda AP Sistema (kW) Tipo Metrado

Formato C2Página

A. TerrenosA1. Terrenos para Almacén de Equipos

Código Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotalm2 US$/unidad miles de US$

Total

A2. Terrenos para Almacén de VehículosCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal

m2 US$/unidad miles de US$

Total

A3. Terrenos para OficinasCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal


Total

A4. Terrenos para Centros de Atención al PúblicoCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal


Total

A5. Otros TerrenosCódigo Uso Dirección o Ubicación Área Costo Subtotal


Total

Total A

B. Edificios y ConstruccionesB1. Almacén de Equipos

Código Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo SubtotalConstrucción m2 US$/unidad miles de US$

Total

B2. Almacén de VehículosCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal

Construcción m2 US$/unidad miles de US$

Total

B3. OficinasCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal


Total

B4. Centros de Atención al PúblicoCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal


Total

B5. Otros Edificios y ConstruccionesCódigo Uso Dirección o Ubicación Año de Área Costo Subtotal


Total

Total B


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

Código Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo SubtotalUS$/unidad miles de US$

Total

C2. Vehículos OperativosCódigo Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo Subtotal

US$/unidad miles de US$

Total

C3. Equipos y Vehículos de CargaCódigo Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo Subtotal


Total

C4. Otros Equipos y VehículosCódigo Uso Descripción Marca Modelo Año Cantidad Costo Subtotal


Total

Total C

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

Código Uso Descripción Cantidad Costo SubtotalUS$/unidad miles de US$

Total

D2. Equipos de MaestranzaCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

D3. Equipos de MediciónCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

D4. Equipos de ControlCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total D

E. Equipos de ComunicaciónE1. Telefonía Fija


Total

E2. Telefonía MóvilCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

E3. Estaciones de Radio y AntenasCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

E4. Radios PortátilesCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total


E5. Otros Equipos de ComunicaciónCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total E

F. Equipos de OficinaF1. Equipos para Oficina


Total

F2. Equipos para Atención al PúblicoCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

F3. Otros Equipos de OficinaCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total F

G. Equipos de ComputaciónG1. Equipos de Red de Cómputo


Total

G2. Estaciones de TrabajoCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G3. ImpresorasCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G4. ServidoresCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G5. Otros Equipos de CómputoCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G6. Softwares TécnicosCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G7. Softwares de GestiónCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

G8. Otros SoftwaresCódigo Uso Descripción Cantidad Costo Subtotal


Total

Total G

H. Otros EquiposH1. Otros Equipos


Total

Total H

Total Instalaciones No Eléctricas


Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Media Tensión por Sistema Eléctrico


Formato CM1Página

A. Red AéreaA1. Red Aérea

Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal(1) Estructura (2) US$/unidad miles de US$

Total

A2. Red Aérea - NeutroCódigo Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

(1) Estructura (2) US$/unidad miles de US$

Total

B. Red SubterráneaCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

(1) US$/unidad miles de US$

Total

C. Equipos de Protección y SeccionamientoC1. Interruptores

Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalInstalación (3) US$/unidad miles de US$

Total

C2. SeccionadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

Instalación (3) US$/unidad miles de US$

Total

C3. ReconectadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

C4. OtrosCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

D. EstructurasCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad

Estructura (2)

Total

E. Seccionamientos y EnlacesCódigo Descripción Unidad Cantidad

Total

Total Media Tensión (A + B + C)

Notas:(1) Tensión: A = 2.3 kV, B = 5.8 kV, C = 7.62 kV, D = 10 kV, E = 12 kV, F = 13.2 kV, G = 22.9 kV(2) Tipo de Estructura: A = Madera, B = Hormigón, C = Concreto, D = Fierro, E = Sin Estructura o Red Compartida(3) Tipo de Instalación: I = Interior, E = Exterior


Metrado de Media Tensión por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación


Formato CM2Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total(1) Estructura (2) CT1 CT2 ...

Total

A2. Red Aérea - NeutroCódigo Tensión Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) Estructura (2) CT1 CT2 ...

Total

B. Red SubterráneaCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total


Código Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación TotalInstalación (3) CT1 CT2 ...

Total

C2. SeccionadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Instalación (3) CT1 CT2 ...

Total

C3. ReconectadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

C4. OtrosCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

D. EstructurasCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Estructura (2) CT1 CT2 ...

Total

E. Seccionamientos y EnlacesCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total



Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Media Tensión por Centro de Transformación

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónPotencia Instalada Centro (kVA)Demanda Total Centro (kW) MetradoDemanda AP Centro (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Centro (kV) Costo

Formato CM3Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total



Total



Total


Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalInstalación

(3)US$/unidad miles de US$

Total


Instalación (3)


Total


Instalación (3)


Total


Instalación (3)


Total


Estructura (2)

Total


Total




Metrado de Media Tensión por Centro de Transformación y Alimentador

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónPotencia Instalada Centro (kVA)Demanda Total Centro (kW)Demanda AP Centro (kW) MetradoTensión Nominal Centro (kV) Tipo Metrado

Formato CM4Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total(1) Estructura (2) A1 A2 ...

Total

A2. Red Aérea - NeutroCódigo Tensión Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

(1) Estructura (2) A1 A2 ...

Total

B. Red SubterráneaCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total


Código Tipo de Descripción Unidad Alimentador TotalInstalación (3) A1 A2 ...

Total

C2. SeccionadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Instalación (3) A1 A2 ...

Total

C3. ReconectadoresCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

C4. OtrosCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

D. EstructurasCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Estructura (2) A1 A2 ...

Total

E. Seccionamientos y EnlacesCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total



Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Media Tensión por Alimentador

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorPotencia Nominal Alimentador (kW) MetradoDemanda Alimentador (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Alimentador (kV) Costo

Formato CM5Página


Código Tensión Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal(1) Estructura (2) US$/unidad miles de US$

Total



Total



Total


Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalInstalación (3) US$/unidad miles de US$

Total



Total



Total



Total


Estructura (2)

Total


Total




Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Subestaciones por Sistema Eléctrico


Formato CS1Página

A. Subestaciones de Distribución MT/BTA1. SED Aérea Monoposte

Código Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal(1) US$/unidad miles de US$

Total

A2. SED Aérea BiposteCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A3. SED ConvencionalCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A4. SED Compacta PedestalCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A5. SED Compacta BóvedaCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B. Otras SubestacionesB1. SE Elevadora/Reductora

Código Tensión Descripción Unidad Cantidad(1)

Total

B2. SE de SeccionamientoCódigo Tensión Descripción Unidad Cantidad

(1)

Total

Total Subestaciones (A)

Nota:(1) Tensión Primaria y Secundaria del Transformador: A = 2.3 kV, B = 5.8 kV, C = 7.62 kV, D = 10 kV, E = 12 kV, F = 13.2 kV, G = 22.9 kV X = 220 V, Y = 380/220 V, Z = 440/220 V


Metrado de Subestaciones por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación


Formato CS2Página


Código Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total(1) CT1 CT2 ...

Total

A2. SED Aérea BiposteCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total

A3. SED ConvencionalCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total

A4. SED Compacta PedestalCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total

A5. SED Compacta BóvedaCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total


Código Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total(1) CT1 CT2 ...

Total

B2. SE de SeccionamientoCódigo Tensión Descripción Unidad Centro de Transformación Total

(1) CT1 CT2 ...

Total



Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Subestaciones por Centro de Transformación


Formato CS3Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total


(1)

Total




Metrado de Subestaciones por Centro de Transformación y Alimentador


Formato CS4Página


Código Tensión Descripción Unidad Alimentador Total(1) A1 A2 ...

Total

A2. SED Aérea BiposteCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total

A3. SED ConvencionalCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total

A4. SED Compacta PedestalCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total

A5. SED Compacta BóvedaCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total


Código Tensión Descripción Unidad Alimentador Total(1) A1 A2 ...

Total

B2. SE de SeccionamientoCódigo Tensión Descripción Unidad Alimentador Total

(1) A1 A2 ...

Total



Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Subestaciones por Alimentador


Formato CS5Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total


(1)

Total




Relación de Subestaciones por Centro de Transformación y Alimentador


Formato CS6Página

Alimentador Etiqueta Código Tensión Propiedad Potencia Demanda SP Demanda AP DemandaSubestación (1) (2) kVA kW kW kW

Total


Total


Total

Notas:(1) Tensión Primaria y Secundaria del Transformador: A = 2.3 kV, B = 5.8 kV, C = 7.62 kV, D = 10 kV, E = 12 kV, F = 13.2 kV, G = 22.9 kV X = 220 V, Y = 380/220 V, Z = 440/220 V(2) Propiedad: D = Distribuidora, T = Terceros

REQUISITO PARA PUBLICACIÓN DE

NORMAS LEGALES Y SENTENCIAS

Se comunica al Congreso de la República, Poder Judicial, Ministerios, Organismos Autónomosy Descentralizados, Gobiernos Regionales y Municipalidades que, para efecto de publicarsus dispositivos y sentencias en la Separata de Normas Legales y Separatas Especialesrespectivamente, deberán además remitir estos documentos en disquete o al siguiente correoelectrónico.

[email protected]

DIARIO OFICIAL

FUNDADO EN 1825 POR EL LIBERTADOR SIMÓN BOLÍVAR

REPUBLICA DEL PERU


Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Sistema Eléctrico


Formato CB1Página

A. Red AéreaA1.1 Servicio Particular

Código Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalEstructura (1) US$/unidad miles de US$

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

Estructura (1) US$/unidad miles de US$

Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal

Pastoral (2) US$/unidad miles de US$

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad

Estructura (1)

Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad

Estructura (1)

Total


B. Red SubterráneaB1.1 Servicio Particular

Código Descripción Unidad Cantidad Costo SubtotalUS$/unidad miles de US$

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Cantidad Costo Subtotal


Total

Total Red Aérea Servicio Particular (A1.1 + A1.2 + A1.3)Total Red Aérea Alumbrado Público (A2 + A3 + A4 + A5)Total Red Aérea (A1.1 + A1.2 + A1.3 + A2 + A3 + A4 + A5)Total Red Subterránea Servicio Particular (B1.1 + B1.2)Total Red Subterránea Alumbrado Público (B2 + B3 + B4 + B5 + B6)Total Red Subterránea (B1.1 + B1.2 + B2 + B3 + B4 + B5 + B6)

Total Servicio Particular (A1.1 + A1.2 + A1.3) + (B1.1 + B1.2)Total Alumbrado Público (A2 + A3 + A4 + A5) + (B2 + B3 + B4 + B5 + B6)Total Baja Tensión

Notas:(1) Tipo de Estructura: A = Madera, B = Hormigón, C = Concreto, D = Fierro, E = Sin Estructura o Red Compartida(2) Tipo de Pastoral:A = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 0.5 m x 1” DE DIÁMETRO K = CONCRETO PARABÓLICO SIMPLE DE 1.50 m

B = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO L = CONCRETO PARABÓLICO DOBLE DE 1.50 m

C = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETRO M = CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m

D = PASTORAL METÁLICO SIMPLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETRO N = CONCRETO RECORTADO DOBLE DE 0.50 m

E = PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO O = CONCRETO RECORTADO TRIPLE DE 0.50 m

F = PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.2 m x 1.5” DE DIÁMETRO P = CONCRETO RECORTADO CUÁDRUPLE DE 0.50 m

G = PASTORAL METÁLICO DOBLE DE 3.4 m x 2” DE DIÁMETRO Q = NINGUNO

H = CONCRETO SIMPLE DE 1.30 m R = PASTORAL METÁLICO TRIPLE DE 1.5 m x 1.5” DE DIÁMETRO

I = CONCRETO DOBLE DE 1.30 m S = CONCRETO PARABÓLICO RECORTADO SIMPLE

J = CONCRETO TRIPLE DE 1.30 m


Metrado de Baja Tensión por Sistema Eléctrico y Centro de Transformación


Formato CB2Página


Código Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación TotalEstructura (1) CT1 CT2 ...

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Pastoral (2) CT1 CT2 ...

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total



Código Descripción Unidad Centro de Transformación TotalCT1 CT2 ...

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total

Pastoral (2) CT1 CT2 ...

Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Centro de Transformación Total

CT1 CT2 ...

Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Centro de Transformación Total


Total












Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Centro de Transformación


Formato CB3Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total


Estructura (1)

Total


Estructura (1)

Total




Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total














Metrado de Baja Tensión por Centro de Transformación y Alimentador


Formato CB4Página


Código Tipo de Descripción Unidad Alimentador TotalEstructura (1) A1 A2 ...

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Pastoral (2) A1 A2 ...

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total



Código Descripción Unidad Alimentador TotalA1 A2 ...

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total

Pastoral (2) A1 A2 ...

Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Alimentador Total

A1 A2 ...

Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Alimentador Total


Total












Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Alimentador


Formato CB5Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total


Estructura (1)

Total


Estructura (1)

Total




Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total














Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Subestación

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorCódigo de la SubestaciónPotencia Nominal Subestación (kVA)Demanda SP Subestación (kW) MetradoDemanda AP Subestación (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Subestación (V) Costo

Formato CB6Página



Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total


Estructura (1)

Total


Estructura (1)

Total




Total



Total



Total



Total



Total



Total



Total














Metrado de Baja Tensión por Subestación y Circuito

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorCódigo de la SubestaciónPotencia Nominal Subestación (kVA)Demanda SP Subestación (kW)Demanda AP Subestación (kW) MetradoTensión Nominal Subestación (V) Tipo Metrado

Formato CB7Página


Código Tipo de Descripción Unidad Circuito TotalEstructura (1) C1 C1 ...

Total

A1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total

Estructura (1) C1 C1 ...

Total

A1.3 Servicio Particular - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A2. Alumbrado Público - Sobre estructura SPCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A3. Alumbrado Público - Sobre estructura APCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total

Pastoral (2) C1 C1 ...

Total

A5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

A6.1 Estructuras de la Red Aérea Servicio ParticularCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total

A6.2 Estructuras de la Red Aérea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total



Código Descripción Unidad Circuito TotalC1 C1 ...

Total

B1.2 Servicio Particular - NeutroCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B2. Alumbrado Público - En zanja SPCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B3. Alumbrado Público - En zanja APCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B4. Equipos de Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total

Pastoral (2) C1 C1 ...

Total

B5. Equipos de Control del Alumbrado PúblicoCódigo Descripción Unidad Circuito Total

C1 C1 ...

Total

B6. Estructuras de la Red Subteránea Alumbrado PúblicoCódigo Tipo de Descripción Unidad Circuito Total


Total












Formato del Valor Nuevo de Reemplazo y Metrado de Baja Tensión por Circuito

Código Empresa OSINERG - GARTNombre EmpresaCódigo Sistema EléctricoNombre Sistema EléctricoNombre Centro de TransformaciónCódigo del AlimentadorCódigo de la SubestaciónCódigo del Circuito MetradoTipo de Servicio Circuito (kW) Tipo MetradoTensión Nominal Circuito (V) Costo

Formato CB8Página



Total



Total



Total



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Estructura (1)

Total


Estructura (1)

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ANEXO Nº 6

CRITERIOS TÉCNICOSDE ADAPTACIÓN DE

LAS INSTALACIONES DEDISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

POR SECTOR TÍPICO

Criterios Técnicos de Adaptación de las Instalacionesde Distribución Eléctrica por Sector Típico

1. Sector Típico 1

El proceso de adaptación se realizará de acuerdo a laszonas geográficas de densidad de carga (alta densidad,media densidad y baja densidad) y tipo de ambiente (co-rrosivo y no corrosivo). La zona de ambiente corrosivo esun área adyacente y paralela a la costa de 7 km de ancho.

De acuerdo a lo mencionado las zonas geográficas defini-das son:

Zona Descripción Densidad de Carga

1 Alta Densidad Mayor o igual 4 MW/km2

2 Media DensidadAmbiente No Corrosivo

Mayor o igual a 2 MW/km2 y menor a 4 MW/km2

3 Media DensidadAmbiente Corrosivo

Mayor o igual a 2 MW/km2 y menor a 4 MW/km2

4 Baja DensidadAmbiente No Corrosivo

Menor a 2 MW/km2

5 Baja DensidadAmbiente Corrosivo

Menor a 2 MW/km2

Las zonas geográficas se representan sobre un mapa divi-dido en cuadrículas de 1 km2. La densidad de carga porcuadrícula se determina a través de la máxima demandade las subestaciones de distribución MT/BT y los clientesno industriales atendidos en media tensión (comerciales,uso general y otros). La elaboración del mapa con las zo-nas geográficas tomará como punto de partida el mapa dela regulación del VNR precedente.

La determinación final de las zonas geográficas tendrá encuenta los siguientes criterios:

a) Mapa de densidad de carga y tipo de ambiente clasifi-cado de acuerdo a las zonas geográficas indicadas enla tabla precedente.

b) Evaluación de la consistencia geográfica de dichas zo-nas en función a:

• Desarrollo urbano.• Verticalidad de las edificaciones.• Mercado eléctrico: Consumo de los sectores resi-

denciales y comerciales sin considerar las cargasindustriales (de tipo puntual) por ser un factor dedistorsión y porque no tienen relación con el siste-ma de distribución en baja tensión.

c) Evaluación del tipo de red para la alimentación de zo-nas industriales (grandes parques industriales y cargaindustriales puntuales).

d) Determinación de las zonas de densidad en función delos criterios a) y b).

e) Determinación del tipo de red (aérea y/o subterránea)en media tensión para la alimentación del sector indus-trial de acuerdo al resultado de las evaluaciones efec-tuadas en c).

1.1 Media Tensión

Los criterios para la red de media tensión son los siguien-tes:

Utilización de postes de concreto para la red aérea y los si-guientes niveles de tensión: 10 kV y 22,9 kV. Las redes en 2,3kV y 5,8 kV se sustituyen por su equivalente en 10 kV para locual se utiliza la tabla de equivalencia de nivel de tensión.

La adaptación de los tramos de media tensión tendrá encuenta los criterios que correspondan a cada porción de di-chos tramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren.

1.1.1 Zona 1

Red Aérea

Se cambia los conductores de cobre desnudo, cobre pro-tegido, aluminio desnudo, aluminio protegido y cables au-toportantes de cobre o aluminio por cables N2XSY.

Red Subterránea

Los cables subterráneos son N2XSY.

1.1.2 Zona 2

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre protegido, co-bre desnudo y aluminio protegido por su equivalente enaluminio desnudo.

Los cables autoportantes se mantienen, si son autopor-tantes de cobre pasan a autoportantes de aluminio.

Red Subterránea

Se mantiene la longitud de red reportada y se realiza elcambio de tecnología a cables N2XSY.

1.1.3 Zona 3

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de aluminio protegido,aluminio desnudo y cobre protegido por su equivalente encobre desnudo.Los cables autoportantes se mantienen, si son autopor-tantes de aluminio pasan a autoportantes de cobre.

Red Subterránea

Se mantiene la longitud de red reportada y se realiza elcambio de tecnología a cables N2XSY.

1.1.4 Zona 4

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre protegido, co-bre desnudo y aluminio protegido por su equivalente enaluminio desnudo.


Red Subterránea

Se mantiene la longitud de red reportada para los tramoscuyas secciones sean iguales o mayores a 50 mm2 luegode realizar el cambio de tecnología a cables N2XSY.

1.1.5 Zona 5

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de aluminio protegido,aluminio desnudo y cobre protegido por su equivalente encobre desnudo.

Los cables autoportantes se mantienen, si son autopor-tantes de aluminio pasan a autoportantes de cobre.

Red Subterránea

Se mantiene la longitud de red reportada para los tramoscuyas secciones sean iguales o mayores a 50 mm2 luegode realizar el cambio de tecnología a cables N2XSY.

1.1.6 Equipos de Protección y Seccionamiento

El reconocimiento de los equipos de protección y seccio-namiento de la red de media tensión se realiza mediante laverificación de la información presentada por la empresa.Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo a


la función que cumplen los mismos en la red de media ten-sión (troncales, laterales y enlaces de red MT, atención declientes en MT, transformación MT/BT).

Red Aérea MT

Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosershidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas alas troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se reconoce-rá seccionadores bajo carga en aquellos puntos donde suutilización sea justificada plenamente por criterios de opera-ción relacionados a la calidad de suministro, determinadapor la frecuencia de interrupciones y la duración máxima delas mismas a la que se refiere la norma correspondiente.

Red Subterránea MT

Se reconocen subestaciones de seccionamiento, interrup-tores de pequeño volumen de aceite, interruptores de vacío,seccionadores bajo carga y conectores aislados separables.

Para las subestaciones de seccionamiento sólo se reco-nocen los equipos de acuerdo al número de vías asocia-das a las troncales, laterales y enlaces de la red MT.

Los conectores aislados separables se reconocen de acuer-do a la cantidad de las subestaciones compactas resultan-tes del proceso de adaptación.

1.1.7 Tablas de Equivalencia de la Red de MT

Las tablas de equivalencia son utilizadas para realizar el proce-so de adaptación por nivel de tensión y por cambio tecnológico.Lalectura de las tablas se realiza de izquierda a derecha.

Adaptación de 2,3 kV y 5,8 kV a 10 kV

La tabla de equivalencia de nivel de tensión se determinade acuerdo al criterio de similar potencia constante.

Origen Origen 2,3 kV Origen 5,8 kVAdaptación 10kV Adaptación 10kV

AA Desnudo16 mm2 16 1625 mm2 16 1635 mm2 16 1650 mm2 16 2570 mm2 16 3585 mm2 16 5095 mm2 25 50120 mm2 25 70125 mm2 25 70150 mm2 35 70185 mm2 50 95235 mm2 50 120240 mm2 50 150

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CU Autoportante25 mm2 25 2535 mm2 25 2550 mm2 25 2570 mm2 25 35

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N2XSY10 mm2 10 1016 mm2 10 1025 mm2 10 1635 mm2 10 1650 mm2 10 2570 mm2 16 3595 mm2 25 50120 mm2 25 70150 mm2 35 70240 mm2 50 150300 mm2 70 150400 mm2 95 240

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Cambio de Tecnología

La tabla de equivalencia por cambio de tecnología se de-termina de acuerdo al criterio de similar capacidad de co-rriente.

Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen en en N2XSY en Cu en Al

AA Desnudo CU Desnudo Autoportante Autoportante

AA Desnudo

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AL Autoportante

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CU Autoportante

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CU Desnudo

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185 mm2 Queda igual 185 300 Queda igual Queda igual

N2XSY

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16 mm2 25 16 16 25 25

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70 mm2 95 50 70 70 95

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240 mm2 240 150 240 185 Queda igual


400 mm2 Queda igual Queda igual 400 Queda igual Queda igual

NKY

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16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen en en N2XSY en Cu en Al

AA Desnudo CU Desnudo Autoportante Autoportante35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

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150 mm2 120 70 95 95 120

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240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY

400 mm2 Pasa a N2XSY 150 300 Pasa a N2XSY Pasa a N2XSY

500 mm2 Pasa a N2XSY Pasa a N2XSY 400 Pasa a N2XSY Pasa a N2XSY

Origen Equivalencia en Equivalencia en Equivalencia enAA Desnudo CU Desnudo N2XSY

N2YSEY25 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 2550 mm2 70 35 3570 mm2 95 50 5095 mm2 120 70 70120 mm2 150 95 95150 mm2 185 120 120240 mm2 240 150 185

NYSY10 mm2 16 10 1016 mm2 25 16 1625 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 3550 mm2 70 35 5070 mm2 95 50 7095 mm2 120 70 95120 mm2 150 95 120150 mm2 185 95 150240 mm2 240 150 240

N2YSY10 mm2 16 10 1016 mm2 25 16 1625 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 3550 mm2 70 35 5070 mm2 95 50 7095 mm2 120 70 95120 mm2 150 95 120150 mm2 185 95 150240 mm2 240 120 240

NA2XSY150 mm2 185 95 150

1.2 Subestaciones de Distribución

1.2.1 kVA Adaptado

Se toma el siguiente valor:

.)u.fx.p.f()kW(BT/MTnSubestacióladeDemandaMáxima

kVAAdaptado =

La máxima demanda será la suma de las máximas deman-das coincidentes reportadas en el sistema VNRGIS parael Servicio Particular y Alumbrado Público.

El factor de potencia (f.p.) es de 0,9 y el factor de utiliza-ción (f.u.) es igual a 0,75.

1.2.2 Tipo y Potencia de Subestación de DistribuciónMT/BT

Zona 1

kVA adaptado y tipo existente SE Existente SE Adaptada

> 640 kVA y 3ø Compacta o Convencional Convencional 3ø

<= 640 kVA y 3ø Compacta Pedestal Compacta Pedestal 3ø

<= 640 kVA y 3ø Compacta Bóveda Compacta Bóveda 3ø

<= 640 kVA y 3ø Convencional Compacta Pedestal 3ø

<= 640 kVA y 3ø SAM o SAB Compacta Pedestal 3ø


Red Subterránea

Se mantiene la longitud reportada y se realiza el cambiotecnológico a cable NYY unipolar.

1.3.3 Equipos de Alumbrado Público

Se reconoce como tecnología lámparas de vapor de so-dio y se procede a la sustitución de otro tipo de tecnolo-gía (vapor de mercurio, luz mixta, incandescente y fluo-rescente) de acuerdo a la tabla que a continuación sepresenta:

Tabla de Equivalencia de Equipos de Alumbrado Públi-co

La tabla de equivalencia de equipos de alumbrado públicose determina de acuerdo al criterio de flujo luminoso.

Incandescente Sodio (Na)

100 W 70 WFluorescente Sodio (Na)

40 W 70 WLuz mixta Sodio (Na)

80 W 70 W

100 W 70 W

160 W 70 W

250 W 70 W

400 W 150 W

500 W 150 WMercurio Sodio (Na)

80 W 70 W

125 W 70 W

250 W 150 W

400 W 250 WSodio (Na) Sodio (Na)

50 W 70 W

70 W Queda igual

150 W Queda igual

250 W Queda igual

400 W Queda igual

Los pastorales reconocidos son metálicos.

La cantidad de equipos de control de alumbrado públi-co y equipos de alumbrado público se mantienen se-gún lo reportado distribuyéndose proporcionalmente ala longitud de red de alumbrado público aérea y subte-rránea por subestación en los rubros A5 y B5 repecti-vamente.

La cantidad de postes exclusivos de la red Subterránea deAP será ajustada según el total (km) de red subterránea deAP por subestación, considerando postes de concreto de9 m y un vano promedio de 33,33 m.

1.3.4 Tablas de Equivalencia Red BT

Las tablas de equivalencia serán utilizadas para reali-zar el proceso de adaptación por cambio tecnológico.La lectura de las tablas se deberá realizar de izquierdaa derecha.

La tabla de equivalencia por cambio tecnológico se deter-mina de acuerdo al criterio de factor de caída de tensiónque es función de la resistencia (R), reactancia (X) del con-ductor o cable, y del ángulo de fase (∅ ).

FCT = 1.732 * ( R*cos∅ + X*sen∅ )

Los valores de resistencia se determinan de acuerdo a latemperatura de operación especificada en el Código Nacio-nal de Electricidad. Los valores de reactancia se determi-nan de acuerdo a la configuración geométrica típica de con-ductores (red aérea) y cables (red subterránea). El factor depotencia (cos∅ ) para la red aérea es 0,90 y para la red sub-terránea es de 1,00.

Zonas 2, 3, 4 y 5


> 640 kVA y 3ø Compacta o Convencional Convencional 3ø

<= 640 kVA y >225 kVA y 3ø Todas las SE Compacta Pedestal 3ø

<= 225 kVA y > 50 kVA y 3ø Todas las SE Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SE Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 3ø

En el adaptado no está permitido el uso de bancos com-puestos por transformadores monofásicos. Se sustituyenpor transformadores trifásicos o monofásicos de potenciaequivalente según la tabla anterior.

1.3 Red de Baja Tensión (Servicio Particular y Alum-brado Público)

Utilización de postes son de concreto para la red aérea debaja tensión.

Se considera 220 V como nivel de tensión.

Cuando se adaptan las redes subterráneas de servicioparticular y se cambian por redes aéreas, en cada subes-tación de distribución, se asigna el 71% al subcomponente“A.1.1: redes aéreas de servicio particular” y el 29% res-tante al subcomponente “A.1.3: redes aéreas de servicioparticular sobre postes del servicio particular”. Para esta-blecer el 29% se toma primero las redes de 2 x S mm2 demenor a mayor calibre, luego las redes de 3 x S mm2 demenor a mayor calibre hasta alcanzar el porcentaje men-cionado.

La adaptación de los tramos de baja tensión tendrá en cuen-ta los criterios que correspondan a cada porción de dichostramos, de acuerdo a las zonas donde se encuentren.

1.3.1 Zona 1

Red Aérea

Se cambia los conductores de cobre desnudo, cobre pro-tegido, aluminio desnudo, aluminio protegido y cables au-toportantes de aluminio o cobre con cables NYY unipolar.

Red Subterránea

Los cables subterráneos son NYY unipolar.

1.3.2 Zonas 2, 3, 4 y 5

Si la red pertenece a una subestación monoposte o bi-poste luego de la adaptación de las subestaciones MT/BT.

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, alu-minio desnudo o aluminio protegido por su equivalente encobre protegido.

Los cables autoportantes se mantienen.

Red Subterránea

Se cambia todos los cables subterráneos por conductoresde cobre protegido. Las redes AP en la misma zanja delSP se cambian por redes aéreas de AP sobre postes delSP. Las redes AP en zanja exclusiva se cambian por redesaéreas de AP sobre postes exclusivos de AP.

Si la red pertenece a una subestación convencional, com-pacta pedestal o compacta bóveda luego de la adaptaciónde las subestaciones MT/BT.

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, alu-minio desnudo o aluminio protegido por su equivalente encobre protegido.

Los cables autoportantes se mantienen.


Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen NYY en AL en CU en Auto- en Autopor-

Protegido Protegido portante AL tante CU

AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70

150 mm2 95 240 150 Queda igual Queda igual

185 mm2 95 Queda igual 185 Queda igual Queda igual

CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16

25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120

NKY

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen NYY en AL en CU en Auto- en Autopor-

Protegido Protegido portante AL tante CU

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70

95 mm2 95 240 185 Pasa a NYY Pasa a NYY

120 mm2 120 Pasa a NYY Pasa a NYY Pasa a NYY Pasa a NYY








NYY - Unipolar o Tripolar

6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70


120 mm2 120 Queda igual Queda igual Queda igual Queda igual









NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70


1.4 Criterios de Adaptación Especiales

1.4.1 Zonas Históricas y Monumentales

Red de Media Tensión

En las zonas de media y baja densidad (ambiente no co-rrosivo y corrosivo), el reconocimiento de redes subterrá-neas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren ins-taladas. Se realizará el cambio de tecnología a cablesN2XSY. En caso contrario, se reconocerá las redes aé-reas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios quecorrespondan según las zonas indicadas.

Subestaciones de Distribución

En las zonas de media y baja densidad (ambiente no co-rrosivo y corrosivo), el reconocimiento de subestacionesde distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuandoéstas se encuentren instaladas. Se considerará subesta-ciones del tipo compacta pedestal y compacta bóveda. Encaso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreasexistentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que co-rrespondan según las zonas indicadas.

Red de Baja Tensión (Servicio Particular y AlumbradoPúblico)

En las zonas de media y baja densidad (ambiente no co-rrosivo y corrosivo), el reconocimiento de redes subterrá-neas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentren ins-taladas. Se realizará el cambio de tecnología a cable NYYunipolar. En caso contrario, se reconocerá las redes aé-reas existentes, adaptadas de acuerdo a los criterios deadaptación que correspondan según las zonas indicadas.

1.4.2 Cumplimiento de Distancias Mínimas de Seguri-dad

Los criterios que se indican a continuación se aplicarán,siempre y cuando, no se pueda cumplir con las distancias


mínimas de seguridad en calles con anchos menores oiguales a 12 metros.


En las zonas de media y baja densidad (ambiente no corrosi-vo y corrosivo), el reconocimiento de tramos de redes aéreasautoportantes o redes subterráneas, sólo se hará efectivo cuan-do éstos se encuentren instalados. Se reconocerá la tecnolo-gía adaptada que corresponda según las zonas indicadas.


En las zonas de media y baja densidad (ambiente no co-rrosivo y corrosivo), el reconocimiento de subestacionesde distribución subterráneas sólo se hará efectivo cuandoéstas se encuentren instaladas. Se considerará subesta-ciones del tipo compacta pedestal y compacta bóveda. Encaso contrario, se reconocerá las subestaciones aéreasexistentes, adaptadas de acuerdo a los criterios que co-rrespondan según las zonas indicadas.

Criterios Técnicos de Adaptación de lasInstalaciones de Distribución Eléctrica por

Sector Típico

1. Sector Típico 2

El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zo-nas geográficas de tipo de ambiente: corrosivo y no corro-sivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacentey paralela a la costa de 7 km. de ancho.

Se utiliza postes de concreto para la red aérea de media ybaja tensión.

1.1 Media Tensión

Se considera principalmente los siguientes niveles de ten-sión:

Tensión de línea Tipo de(kV) conexión10,0 Delta13,2 Estrella22,9 Estrella

Las redes en 2,3 kV o 5,8 kV se sustituyen por su equiva-lente en 10 kV para lo cual se utiliza la tabla de equivalen-cia de nivel de tensión.


1.1.1 Zona No Corrosiva

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobreprotegido o aluminio protegido por su equivalente en alumi-nio desnudo.


Red Subterránea

Si existe red subterránea, se verifica que el porcentaje dela misma con respecto a la longitud total de la red de mediatensión no supere el 14% a nivel de sistema eléctrico. Si elporcentaje es mayor se procede al cambio de los cablessubterráneos por conductores de aluminio desnudo comen-zando por las secciones más delgadas y así sucesivamentehasta no superar el porcentaje indicado.

Los cables subterráneos son del tipo N2XSY.

1.1.2 Zona Corrosiva

Red Aérea

Se cambia todos los conductores de aluminio desnudo, alu-minio protegido o cobre protegido por su equivalente en co-bre desnudo.


Red Subterránea

Si existe red subterránea, se verifica que el porcentaje dela misma con respecto a la longitud total de la red de mediatensión no supere el 14% a nivel de sistema eléctrico. Si elporcentaje es mayor se procede al cambio de los cablessubterráneos por conductores de cobre desnudo comen-zando por las secciones más delgadas y así sucesivamentehasta obtener el porcentaje indicado.

Los cables subterráneos son del tipo N2XSY.


El reconocimiento de los equipos de protección y seccio-namiento de la red de media tensión se realiza mediante laverificación de la información presentada por la empresa.Se procede al reconocimiento de los equipos de acuerdo ala función que cumplen los mismos en la red de media ten-sión (troncales, laterales y enlaces de red MT, atención declientes en MT, transformación MT/BT).

Red Aérea MT

Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosershidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas alas troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se recono-cerá seccionadores bajo carga en aquellos puntos dondesu utilización sea justificada plenamente por criterios deoperación relacionados a la calidad de suministro, deter-minada por la frecuencia de interrupciones y la duraciónmáxima de las mismas a la que se refiere la norma corres-pondiente. Se considerará la utilización de pararrayos enaquellas zonas de sierra y selva donde se compruebe laexistencia de altos niveles isoceraúnicos.

Red Subterránea MT

Se reconocen subestaciones de seccionamiento, interrup-tores de pequeño volumen de aceite, interruptores de va-cío, seccionadores bajo carga y conectores aislados se-parables.

Para las subestaciones de seccionamiento sólo se reco-nocen los equipos de acuerdo al número de vías asocia-das a las troncales, laterales y enlaces de la red MT.

Los conectores aislados separables se reconocen de acuer-do a la cantidad de las subestaciones compactas resultan-tes del proceso de adaptación.


Las tablas de equivalencia son utilizadas para realizar elproceso de adaptación por nivel de tensión y por cambiotecnológico.La lectura de las tablas se realiza de izquierdaa derecha.









CU Desnudo10 mm2 10 1016 mm2 10 1025 mm2 10 1635 mm2 10 1650 mm2 10 2570 mm2 16 3585 mm2 16 5095 mm2 25 50120 mm2 25 70125 mm2 25 70135 mm2 35 70150 mm2 35 70185 mm2 50 95



N2YSEY25 mm2 25 2535 mm2 25 2550 mm2 25 2570 mm2 25 3595 mm2 25 50



120 mm2 25 70150 mm2 35 70240 mm2 50 150





Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen AA en CU en en Cu en Al

Desnudo Desnudo N2XSY Autoportante Autoportante

AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 25 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

85 mm2 95 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 120 70 95 95 120

125 mm2 120 70 95 95 120

150 mm2 150 95 150 120 150

185 mm2 185 120 185 150 185

235 mm2 240 150 240 185 185

240 mm2 240 150 240 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 35 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 95 70 95 95 120

150 mm2 120 70 120 120 150

185 mm2 150 95 150 120 185

CU Protegido

10 mm2 16 10 16

16 mm2 25 16 25

25 mm2 50 25 35

35 mm2 70 35 50

50 mm2 95 50 70

70 mm2 120 70 95

95 mm2 150 95 150

120 mm2 185 120 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150


150 mm2 185 95 150 150 185

185 mm2 240 120 240 185 Queda igual

CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25

16 mm2 25 16 25 25 35

25 mm2 50 25 35 35 50

35 mm2 7035 50 50 70

50 mm2 95 50 70 70 95

70 mm2 120 70 95 95 120

85 mm2 150 95 120 120 150

95 mm2 150 95 150 120 185

120 mm2 185 120 185 185 Queda igual

125 mm2 185 120 185 185 Queda igual

135 mm2 240 150 240 185 Queda igual

150 mm2 240 150 240 185 Queda igual


N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 16 16 25 25

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

240 mm2 240 150 240 185 Queda igual



NKY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 50 95

120 mm2 95 70 70 70 120

150 mm2 120 70 95 95 120

185 mm2 150 95 120 120 150

200 mm2 150 95 150 120 150

240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY



Origen Equivalencia Equivalencia en Equivalencia enen AA Desnudo CU Desnudo N2XSY

N2YSEY25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 25

50 mm2 70 35 35

70 mm2 95 50 50

95 mm2 120 70 70

120 mm2 150 95 95

150 mm2 185 120 120

240 mm2 240 150 185

NYSY10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 150 240

N2YSY10 mm2 16 10 10

16 mm2 25 16 16

25 mm2 35 16 25

35 mm2 50 25 35

50 mm2 70 35 50

Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen AA en CU en en Cu en Al

Desnudo Desnudo N2XSY Autoportante Autoportante


70 mm2 95 50 70

95 mm2 120 70 95

120 mm2 150 95 120

150 mm2 185 95 150

240 mm2 240 120 240

NA2XSY150 mm2 185 95 150

1.2 Subestaciones de Distribución MT/BT

1.2.1 kVA Adaptado


.)u.fx.p.f()kW( BT/MT nSubestacióladeDemandaMáxima

kVAAdaptado =

La máxima demanda será la suma de las máximas deman-das coincidentes reportadas en el Sistema VNRGIS parael Servicio Particular y Alumbrado Público.

El factor de potencia (f.p.) es 0,90 y el factor de utilización(f.u.) es igual a 0,85.


kVA adaptado y tipo existente SE Existente SE Adaptada> 640 kVA y 3ø Compacta o Convencional Convencional 3ø

<= 640 kVA y >225 kVA y 3ø Todas las SE Compacta Pedestal 3ø

<= 225 kVA y > 50 kVA y 3ø Todas las SE Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SE Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SE Monoposte 3ø




Tensión de línea Tipo de(V) conexión220 Delta380 Estrella



Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobreprotegido o aluminio desnudo por su equivalente en alumi-nio protegido.


Red Subterránea

Los cables subterráneos NKY y NYY (tripolar y bipolar) secambian por NYY unipolar y se verifica que el porcentajede la red subterránea con respecto a la longitud total de lared de baja tension no supere el 2% a nivel de sistemaeléctrico. Si el porcentaje es mayor se procede al cambiode los cables subterráneos por conductores de aluminioprotegido comenzando por las redes de 2 x S mm2 demenor a mayor calibre, luego las redes de 3 x S mm2 de


La tabla de equivalencia por cambio teconológico se deter-mina de acuerdo al criterio de factor de caida de tensiónque es función de la resistencia (R), reactancia (X) del con-ductor o cable, y del ángulo de fase (∅ ).

FCT = 1.732 * ( R*cos∅ + X*sen∅ )

Los valores de resistencia se determinan de acuerdo a latemperatura de operación especificada en el Código Na-cional de Electricidad. Los valores de reactancia se deter-minan de acuerdo a la configuración geométrica típica deconductores (red aérea) y cables (red subterránea). El fac-tor de potencia (cos∅ ) para la red aérea es 0,90 y para lared subterránea es de 1,00.

Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen NYY en AL en CU en Auto- en Auto-

Protegido Protegido portante AL portante CU

AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

menor a mayor calibre y así sucesivamente hasta no supe-rar el porcentaje indicado.


Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, alu-minio protegido o aluminio desnudo por su equivalente encobre protegido.


Red Subterránea

Los cables subterráneos NKY y NYY (tripolar y bipolar) secambian por NYY unipolar y se verifica que el porcentajede la red subterránea con respecto a la longitud total de lared de baja tensión no supere el 2% a nivel de sistemaeléctrico. Si el porcentaje es mayor se procede al cambiode los cables subterráneos por conductores de cobre pro-tegido comenzando por las redes de 2 x S mm2 de menora mayor calibre, luego las redes de 3 x S mm2 de menor amayor calibre y así sucesivamente hasta no superar el por-centaje indicado.

1.3.3 Luminarias de Alumbrado Público

Se reconoce como tecnología lámparas de vapor demercurio y vapor de sodio hasta un límite de 125 W y250 W respectivamente. Se procede a la sustitución deotro tipo de tecnología (luz mixta, incandescente y fluo-rescente) de acuerdo a la tabla que a continuación sepresenta:

Tabla de Equivalencia de Luminarias

Incandescente100 W 80 W Hg

Fluorescente40 W 80 W Hg

Luz mixta80 W 80 W Hg100 W 80 W Hg160 W 80 W Hg250 W 125 W Hg400 W 150 W Na500 W 150 W Na

Mercurio80 W queda igual125 W queda igual250 W 150 W Na400 W 250 W Na

Sodio50 W queda igual70 W queda igual150 W queda igual250 W queda igual400 W 250 W Na

Los pastorales reconocidos son los mismos que se repor-taron en el metrado existente.

Luego del proceso de adaptación los equipos de controlreportados se distribuyen proporcionalmente al total de kmde red aérea y subterránea de AP por subestación y seasignan a sus respectivos subcomponentes (A5 y B5).

Asimismo, la cantidad de postes exclusivos de la red sub-terránea de AP se ajusta según el total de km de red subte-rránea de AP por subestación. Se considera postes deconcreto de 9 m y un vano promedio de 33,33 m.


Las tablas de equivalencia serán utilizadas para realizar elproceso de adaptación por cambio tecnológico. La lecturade las tablas se deberá realizar de izquierda a derecha.



El reconocimiento de subestaciones de distribución subte-rráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentreninstaladas. Se considerará subestaciones del tipo compactapedestal. En caso contrario, se reconocerá las subesta-ciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los cri-terios establecidos para la subestaciones de distribución.


En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el re-conocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivocuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará elcambio de tecnología a cable NYY unipolar. En caso con-trario, se reconocerá las redes aéreas existentes, adapta-das de acuerdo a los criterios de adaptación que corres-pondan según las zonas indicadas.


Los criterios que se indican a continuación se aplicarán,siempre y cuando, no se pueda cumplir con las distanciasmínimas de seguridad en calles con anchos menores oiguales a 12 metros.


En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el re-conocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes oredes subterráneas, sólo se hará efectivo cuando éstos seencuentren instalados. Se reconocerá la tecnología adap-tada que corresponda según las zonas indicadas.



Criterios Técnicos de Adaptación de las Instalacionesde Distribución Eléctrica por Sector Típico

1. Sector Típico 3

El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zo-nas geográficas de tipo de ambiente: corrosivo y no corro-sivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacentey paralela a la costa de 7 km de ancho.

Se utiliza postes de madera para la red aérea de media ybaja tensión.

1.1 Media Tensión






Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobreprotegido, aluminio protegido, cables autoportantes de alu-


Protegido Protegido portante AL portante CU120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16

25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120

NKY

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70





En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reco-nocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuan-do éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambiode tecnología a cables N2XSY. En caso contrario, se reco-nocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdoa los criterios que correspondan según las zonas indicadas.



minio o autoportantes de cobre por su equivalente en alu-minio desnudo.

Red Subterránea

Se cambia todos los cables por conductores de aluminiodesnudo.


Red Aérea

Se cambia todos los conductores de aluminio desnudo, alu-minio protegido, cobre protegido, cables autoportantes dealuminio o autoportantes de cobre por su equivalente encobre desnudo.

Red Subterránea

Se cambia todos los cables por conductores de cobre des-nudo.



Red Aérea MT

Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosershidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas alas troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se conside-rará la utilización de pararrayos en aquellas zonas de sie-rra y selva donde se compruebe la existencia de altos ni-veles isoceraúnicos.








CU Protegido10 mm2 10 1016 mm2 10 1025 mm2 10 1635 mm2 10 1650 mm2 10 25

70 mm2 16 3595 mm2 25 50120 mm2 25 70






NYSY10 mm2 16 1616 mm2 16 1625 mm2 16 1635 mm2 16 1650 mm2 16 2570 mm2 16 35



95 mm2 25 50120 mm2 25 70150 mm2 35 70240 mm2 50 150




Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen AA en CU en N2XSY en Cu en Al Auto-

Desnudo Desnudo Autoportante portante

AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 25 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

85 mm2 95 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 120 70 95 95 120

125 mm2 120 70 95 95 120

150 mm2 150 95 150 120 150

185 mm2 185 120 185 150 185

235 mm2 240 150 240 185 185

240 mm2 240 150 240 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 35 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 95 70 95 95 120

150 mm2 120 70 120 120 150

185 mm2 150 95 150 120 185

CU Protegido

10 mm2 16 10 16

16 mm2 25 16 25

25 mm2 50 25 35

35 mm2 70 35 50

50 mm2 95 50 70

70 mm2 120 70 95

95 mm2 150 95 150

120 mm2 185 120 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

185 mm2 240 120 240 185 Queda igual

CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25

16 mm2 25 16 25 25 35

25 mm2 50 25 35 35 50

35 mm2 70 35 50 50 70

50 mm2 95 50 70 70 95

70 mm2 120 70 95 95 120

85 mm2 150 95 120 120 150

95 mm2 150 95 150 120 185

Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen AA en CU en N2XSY en Cu en Al Auto-

Desnudo Desnudo Autoportante portante

120 mm2 185 120 185 185 Queda igual

125 mm2 185 120 185 185 Queda igual

135 mm2 240 150 240 185 Queda igual

150 mm2 240 150 240 185 Queda igual


N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 16 16 25 25

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

240 mm2 240 150 240 185 Queda igual



NKY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 50 95

120 mm2 95 70 70 70 120

150 mm2 120 70 95 95 120

185 mm2 150 95 120 120 150

200 mm2 150 95 150 120 150

240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY




N2YSEY25 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 2550 mm2 70 35 3570 mm2 95 50 5095 mm2 120 70 70120 mm2 150 95 95150 mm2 185 120 120240 mm2 240 150 185NYSY10 mm2 16 10 1016 mm2 25 16 1625 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 3550 mm2 70 35 5070 mm2 95 50 7095 mm2 120 70 95120 mm2 150 95 120150 mm2 185 95 150240 mm2 240 150 240N2YSY10 mm2 16 10 1016 mm2 25 16 1625 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 3550 mm2 70 35 5070 mm2 95 50 7095 mm2 120 70 95120 mm2 150 95 120150 mm2 185 95 150240 mm2 240 120 240NA2XSY150 mm2 185 95 150


Criterios de dimensionamiento de las instalaciones de AP

Las luminarias son con lámparas de vapor de Hg de 80 W(código VNR de luminaria = LU08001) sobre pastoral me-tálico simple de 0,5 m x 1" de diámetro (código VNR depastoral = A) y tiene una separación promedio de 70 m.

Se utiliza red aérea de 2x16 mm2 de aluminio protegido(código VNR de red = AC01622) o red aérea de 2x10 mm2de cobre protegido (código VNR de red = CU01042) deacuerdo a la zona no corrosiva o corrosiva respectivamen-te. El poste que se utiliza en ambos casos es poste demadera (código VNR de soporte = A). La red resultante seasigna al subcomponente “Red AP empleando postes delSP (A2)”.

Para los equipos de control de AP se considera aquel com-puesto por fotocélula y contactor (código VNR = FC001) yse asigna un equipo a cada subestación de distribuciónMT/BT que cuente con red de AP.

Se determina las subestaciones que cuentan con alum-brado público identificando aquellas ubicadas en los alre-dedores de las principales plazas o parques de las locali-dades que conforman el sistema de distribución eléctrica ysegún el orden de importancia de la localidad se asigna lared de AP.

Las luminarias y los equipos de control AP se asignan asus respectivos subcomponentes de la red aérea (A4 y A5respectivamente).

Cálculo del Dimensionamiento

Consumo de AP (kW.h/mes)

Este valor se obtiene multiplicando el consumo de alum-brado por suministro-mes por el número de suministrosreportados en el Sistema VNRGIS para el sistema de dis-tribución eléctrica.

El consumo de alumbrado público por suministro-mes co-rresponderá a los factores KALP vigentes, establecidospara el cálculo del porcentaje de facturación por el serviciode alumbrado público.

Cantidad de luminarias

Se aplica la siguiente fórmula:

)luminaria/W( 80 )mes/h( 360

)kW/W( 1000 )mes/h.kW( AP de Consumouminariasl de Cantidad

××=

Red AP (km)

Se aplica la siguiente fórmula considerando un vano pro-medio de 70m:

)km/m( 1000

)m( 70 Luminarias de CantidadAP dRe de Longitud

×=

Se aplica el dimensionamiento de la red cuando la red APreportada en el Sistema VNRGIS supera a la red AP cal-culada con el procedimiento descrito. Cuando la red APreportada no supera se adapta la red de acuerdo a la teco-nología descrita en los criterios de dimensionamiento delas instalaciones de AP.



La tabla de equivalencia por cambio teconológico se deter-mina de acuerdo al criterio de factor de caida de tensiónque es función de la resistencia (R), reactancia (X) del con-ductor o cable, y del ángulo de fase (∅ ).

FCT = 1.732 * ( R*cos∅ + X*sen∅ )

Los valores de resistencia se determinan de acuerdo a latemperatura de operación especificada en el Código Na-cional de Electricidad. Los valores de reactancia se deter-


1.2.1 kVA Adaptado



kVAAdaptado =





> 50 kVA 3ø Todas las SED Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SED Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 3ø






En el caso de subestaciones de distribución MT/BT de po-tencia igual o menor a 5 kVA no se considera las redes debaja tensión.


Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobreprotegido, aluminio desnudo, cables autoportantes de alu-minio o autoportantes de cobre por su equivalente en alu-minio protegido.

Red Subterránea

Se cambia en su totalidad por su equivalente en aluminioprotegido.


Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, alu-minio protegido, aluminio desnudo, cables autoportantesde aluminio o autoportantes de cobre por su equivalenteen cobre protegido.

Red Subterránea

Se cambia en su totalidad por su equivalente en cobre pro-tegido.

1.3.3 Instalaciones de Alumbrado Público

El proceso de adaptación de las instalaciones de alumbra-do público se realiza bajo los siguientes procedimientos:


25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120

NKY

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70





En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el re-conocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivocuando éstas se encuentren instaladas. Se realizará elcambio de tecnología a cables N2XSY. En caso contrario,se reconocerá las redes aéreas existentes, adaptadas deacuerdo a los criterios que correspondan según las zonasindicadas.


El reconocimiento de subestaciones de distribución subte-rráneas sólo se hará efectivo cuando éstas se encuentreninstaladas. Se considerará subestaciones del tipo compactapedestal. En caso contrario, se reconocerá las subesta-

minan de acuerdo a la configuración geométrica típica deconductores (red aérea) y cables (red subterránea). El fac-tor de potencia (cos∅ ) para la red aérea es 0,90 y para lared subterránea es de 1,00.



AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16




ciones aéreas existentes, adaptadas de acuerdo a los cri-terios establecidos para la subestaciones de distribución.






En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el re-conocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes,sólo se hará efectivo cuando éstos se encuentren instala-dos. Se reconocerá la tecnología adaptada que correspon-da según las zonas indicadas.



Criterios Técnicos de Adaptación de lasInstalaciones de Distribución Eléctrica por

Sector Típico

1. Sector Típico 4

El proceso de adaptación se realiza de acuerdo a las zo-nas geográficas de tipo de ambiente: corrosivo y no corro-sivo. La zona de ambiente corrosivo es un área adyacentey paralela a la costa de 7 km de ancho.

Se utiliza postes de madera para la red aérea de media ybaja tensión.

1.1 Media Tensión






Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobreprotegido, aluminio protegido, cables autoportantes de alu-minio o autoportantes de cobre por su equivalente en alu-minio desnudo.

Red Subterránea

Se cambia todos los cables por conductores de aluminiodesnudo.


Red Aérea

Se cambia todos los conductores de aluminio desnudo, alu-minio protegido, cobre protegido, cables autoportantes dealuminio o autoportantes de cobre por su equivalente encobre desnudo.

Red Subterránea

Se cambia todos los cables por conductores de cobre des-nudo.



Red Aérea MT

Se reconocen seccionadores fusible (cut-out) y reclosershidráulicos de acuerdo con el número de vías asociadas alas troncales, laterales y enlaces de la red MT. Se conside-rará la utilización de pararrayos en aquellas zonas de sie-rra y selva donde se compruebe la existencia de altos ni-veles isoceraúnicos.









CU Autoportante25 mm2 25 2535 mm2 25 2550 mm2 25 25




70 mm2 25 35






N2YSY10 mm2 16 1616 mm2 16 16

25 mm2 16 1635 mm2 16 1650 mm2 16 2570 mm2 16 3595 mm2 25 50120 mm2 25 70150 mm2 35 70240 mm2 50 150



Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen AA en CU en N2XSY en Cu Auto- en Al Auto-

Desnudo Desnudo portante portante

AA Desnudo

16 mm2 16 10 16 25 25

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 3525 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

85 mm2 95 50 70 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 120 70 95 95 120

125 mm2 120 70 95 95 120

150 mm2 150 95 150 120 150

185 mm2 185 120 185 150 185

235 mm2 240 150 240 185 185

240 mm2 240 150 240 185 185

AL Autoportante

25 mm2 25 16 16 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 35 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 70 95

120 mm2 95 70 95 95 120

150 mm2 120 70 120 120 150

185 mm2 150 95 150 120 185

CU Protegido

10 mm2 16 10 16

16 mm2 25 16 25

25 mm2 50 25 35

35 mm2 70 35 50

50 mm2 95 50 70

70 mm2 120 70 95

95 mm2 150 95 150

120 mm2 185 120 185

CU Autoportante

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

185 mm2 240 120 240 185 Queda igual

CU Desnudo

10 mm2 16 10 16 25 25

16 mm2 25 16 25 25 35

25 mm2 50 25 35 35 50

35 mm2 70 35 50 50 70

50 mm2 95 50 70 70 95

70 mm2 120 70 95 95 120

85 mm2 150 95 120 120 150

95 mm2 150 95 150 120 185

120 mm2 185 120 185 185 Queda igual

125 mm2 185 120 185 185 Queda igual

135 mm2 240 150 240 185 Queda igual

150 mm2 240 150 240 185 Queda igual


N2XSY

10 mm2 16 10 10 25 25


Origen Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalencia Equivalenciaen AA en CU en N2XSY en Cu Auto- en Al Auto-

Desnudo Desnudo portante portante

16 mm2 25 16 16 25 25

25 mm2 35 16 25 25 35

35 mm2 50 25 35 35 50

50 mm2 70 35 50 50 70

70 mm2 95 50 70 70 95

95 mm2 120 70 95 95 120

120 mm2 150 95 120 120 150

150 mm2 185 95 150 150 185

240 mm2 240 150 240 185 Queda igual



NKY

10 mm2 16 10 10 25 25

16 mm2 25 10 16 25 25

25 mm2 25 16 25 25 25

35 mm2 35 16 25 25 35

50 mm2 50 25 35 35 50

70 mm2 70 35 50 50 70

95 mm2 95 50 70 50 95

120 mm2 95 70 70 70 120

150 mm2 120 70 95 95 120

185 mm2 150 95 120 120 150

200 mm2 150 95 150 120 150

240 mm2 185 120 150 150 185

300 mm2 240 120 185 185 Pasa a N2XSY



Origen Equivalencia en Equivalencia en Equivalencia enAA Desnudo CU Desnudo N2XSY

N2YSEY25 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 2550 mm2 70 35 3570 mm2 95 50 5095 mm2 120 70 70120 mm2 150 95 95150 mm2 185 120 120240 mm2 240 150 185NYSY10 mm2 16 10 1016 mm2 25 16 1625 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 3550 mm2 70 35 5070 mm2 95 50 7095 mm2 120 70 95120 mm2 150 95 120150 mm2 185 95 150240 mm2 240 150 240N2YSY10 mm2 16 10 1016 mm2 25 16 1625 mm2 35 16 2535 mm2 50 25 3550 mm2 70 35 5070 mm2 95 50 7095 mm2 120 70 95120 mm2 150 95 120150 mm2 185 95 150240 mm2 240 120 240NA2XSY150 mm2 185 95 150


1.2.1 kVA Adaptado



kVAAdaptado =





> 50 kVA 3ø Todas las SED Biposte 3ø

<= 50 kVA y 3ø Todas las SED Monoposte 3ø

<= 37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 1ø

>37.5 kVA y 1ø Todas las SED Monoposte 3ø






En el caso de subestaciones de distribución MT/BT de po-tencia igual o menor a 5 kVA no se considera las redes debaja tensión.


Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, cobreprotegido, aluminio desnudo, cables autoportantes de alu-minio o autoportantes de cobre por su equivalente en alu-minio protegido.

Red Subterránea

Se cambia en su totalidad por su equivalente en aluminioprotegido.


Red Aérea

Se cambia todos los conductores de cobre desnudo, alu-minio protegido, aluminio desnudo, cables autoportantesde aluminio o autoportantes de cobre por su equivalenteen cobre protegido.

Red Subterránea

Se cambia en su totalidad por su equivalente en cobre pro-tegido.

1.3.2.1 Instalaciones de Alumbrado Público

El proceso de adaptación de las instalaciones de alumbra-do público se realiza bajo los siguientes procedimientos:

Criterios de dimensionamiento de las instalaciones de AP

Las luminarias son con lámparas de vapor de Hg de 80 W(código VNR de luminaria = LU08001) sobre pastoral me-tálico simple de 0,5 m x 1" de diámetro (código VNR depastoral = A) y tiene una separación promedio de 70 m.

Se utiliza red aérea de 2x16 mm2 de aluminio protegido (có-digo VNR de red = AC01622) o red aérea de 2x10 mm2 decobre protegido (código VNR de red = CU01042) de acuer-do a la zona no corrosiva o corrosiva respectivamente. El


poste que se utiliza en ambos casos es poste de madera(código VNR de soporte = A). La red resultante se asigna alsubcomponente “Red AP empleando postes del SP (A2)”.

Para los equipos de control de AP se considera aquel com-puesto por fotocélula y contactor (código VNR = FC001) yse asigna un equipo a cada subestación de distribuciónMT/BT que cuente con red de AP.

Se determina las subestaciones que cuentan con alumbradopúblico identificando aquellas ubicadas en los alrededores delas principales plazas o parques de las localidades que con-forman el sistema de distribución eléctrica y según el ordende importancia de la localidad se asigna la red de AP.

Las luminarias y los equipos de control AP se asignan asus respectivos subcomponentes de la red aérea (A4 y A5respectivamente).

Cálculo del Dimensionamiento

Consumo de AP (kW.h/mes)

Este valor se obtiene multiplicando el consumo de alum-brado por suministro-mes por el número de suministrosreportados en el Sistema VNRGIS para el sistema de dis-tribución eléctrica.

El consumo de alumbrado público por suministro-mes co-rresponderá a los factores KALP vigentes, establecidospara el cálculo del porcentaje de facturación por el serviciode alumbrado público.

Cantidad de luminarias

Se aplica la siguiente fórmula:

)luminaria/W( 80 )mes/h( 360)kW/W( 1000 )mes/h.kW( AP de Consumo

uminariasl de Cantidad×

×=

Red AP (km)

Se aplica la siguiente fórmula considerando un vano pro-medio de 70m:

)km/m( 1000)m( 70 Luminarias de Cantidad

AP dRe de Longitud×=

Se aplica el dimensionamiento de la red cuando la red APreportada en el Sistema VNRGIS supera a la red AP cal-culada con el procedimiento descrito. Cuando la red APreportada no supera se adapta la red de acuerdo a la teco-nología descrita en los criterios de dimensionamiento delas instalaciones de AP.



La tabla de equivalencia por cambio teconológico se deter-mina de acuerdo al criterio de factor de caída de tensiónque es función de la resistencia (R), reactancia (X) del con-ductor o cable, y del ángulo de fase (∅ ).

FCT = 1.732 * ( R*cos∅ + X*sen∅ )

Los valores de resistencia se determinan de acuerdo a latemperatura de operación especificada en el Código Na-cional de Electricidad. Los valores de reactancia se deter-minan de acuerdo a la configuración geométrica típica deconductores (red aérea) y cables (red subterránea). El fac-tor de potencia (cos∅ ) para la red aérea es 0,90 y para lared subterránea es de 1,00.



AL Desnudo

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 25 35 25 35 16


Protegido Protegido portante AL portante CU50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

AL Protegido

16 mm2 10 16 10 16 10

25 mm2 16 25 16 25 16

35 mm2 16 35 25 35 16

50 mm2 25 50 35 50 25

70 mm2 35 70 50 70 35

95 mm2 50 95 50 70 50

120 mm2 50 120 70 95 50

150 mm2 70 150 95 95 70

185 mm2 70 185 120 120 70

240 mm2 95 240 150 120 Queda igual

Autoportante AL

16 mm2 10 25 10 16 10

25 mm2 16 35 16 25 16

35 mm2 25 50 25 35 25

50 mm2 35 70 35 50 35

70 mm2 50 95 50 70 50

95 mm2 50 120 70 95 70

120 mm2 70 185 95 120 70

150 mm2 95 240 120 150 95

CU Concentrico

4 mm2 6 16 10 16 10

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 6 16 10 16 10

16 mm2 10 16 16 25 16

CU Desnudo

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



CU Protegido

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

25 mm2 25 35 25 35 25

33 mm2 35 50 35 50 35

35 mm2 35 50 35 50 35

50 mm2 35 70 50 70 50

70 mm2 50 95 70 95 50

95 mm2 70 150 95 120 70

120 mm2 70 185 120 Queda igual 70



Autoportante CU

6 mm2 6 16 10 16 10

10 mm2 10 25 16 16 10

16 mm2 16 35 25 25 16

25 mm2 25 70 35 50 25

35 mm2 35 95 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 150 120 95 70

75 mm2 70 150 120 95 70

95 mm2 95 240 150 120 95

120 mm2 95 240 185 Queda igual 120

NKY

6 mm2 6 16 10 16 10


10 mm2 10 16 10 16 10

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











6 mm2 6 16 10 16 10

8 mm2 10 16 10 16 10

10 mm2 10 16 10 16 10

13 mm2 16 25 16 25 16

16 mm2 16 25 16 25 16

20 mm2 25 35 25 35 16

25 mm2 25 50 25 50 25

33 mm2 35 70 50 70 35

35 mm2 35 70 50 70 35

50 mm2 50 120 70 95 50

70 mm2 70 185 95 120 70











NYBY

70 mm2 70 185 95 120 70





En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el reco-nocimiento de redes subterráneas sólo se hará efectivo cuan-do éstas se encuentren instaladas. Se realizará el cambiode tecnología a cables N2XSY. En caso contrario, se reco-nocerá las redes aéreas existentes, adaptadas de acuerdoa los criterios que correspondan según las zonas indicadas.








En las zonas de ambiente no corrosivo y corrosivo, el re-conocimiento de tramos de redes aéreas autoportantes,sólo se hará efectivo cuando éstos se encuentren instala-dos. Se reconocerá la tecnología adaptada que correspon-da según las zonas indicadas.



Informe OSINERG-GART/DDE Nº 060-2004

Organismo Supervisor de laInversión en Energía

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaDivisión de Distribución Eléctrica

Análisis de los Comentariosy Sugerencias de la Modificaciónde la Norma: Guía de Elaboración

del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)de las Instalaciones deDistribución Eléctrica

Lima, Diciembre 2004

Contenido

1. Introducción2. Antecedentes3. Conclusiones4. Análisis de los Comentarios y/o Sugerencias

4.1 Coelvisac4.2 Edecañete4.3 Edelnor4.4 Electrocentro4.5 Electronorte4.6 Hidrandina4.7 Electronoroeste4.8 Electro Sur Medio4.9 Luz del Sur4.10 SEAL

1. Introducción

Mediante Resolución OSINERG Nº 308-2003-OS/CD, pu-blicada el 25/11/2004 en el Diario Oficial El Peruano, seaprobó la prepublicación del proyecto de modificación dela norma “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reem-plazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”conjuntamente con su exposición de motivos.

En cumplimiento de los artículos 3º y 4º de la mencionadaresolución, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria(GART) del OSINERG, recepcionó y analizó los comenta-rios y sugerencias presentados dentro de los quince (15)días calendario contados a partir de la fecha de publica-ción del proyecto de norma.




La presentación de los análisis de dichos comentarios ysugerencias son materia del presente informe.

2. Antecedentes

� Resolución OSINERG Nº 308-2004-OS/CD: Aprobó lapublicación del proyecto de modificación de la norma“Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo(VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”.

� Comentarios y/o sugerencias de las siguientes empre-sas:

- Coelvisac.- Edecañete.- Edelnor.- Electrocentro.- Electronorte.- Hidrandina.- Electronoroeste.- Electro Sur Medio.- Luz del Sur.- Seal.

3. Conclusiones

Por las razones y fundamentos expuestos en los análisisrealizados, se concluye que deben incorporarse en la nor-ma definitiva las modificaciones sobre los temas siguientes:

1. Criterios de adaptación para redes de media y baja ten-sión en zonas históricas y monumentales.

2. Criterios de adaptación para redes de media tensiónpor cumplimiento de distancias mínimas de seguridad.

3. Incorporación de equivalencias entre conductores ycables de media tensión. Ajuste de equivalencia entreconductor y cable de baja tensión.

4. Ampliación de la franja corrosiva de 5 km a 7 km.5. Utilización de factores KALP vigentes.

4. Análisis de los Comentarios y/o Sugeren-cias

Los comentarios y/o sugerencias respecto al proyecto demodificaciones e incorporaciones efectuadas a los nume-rales 2.2.5 y 3.2.5, así como en los anexos 2, 3 y 4 de lanorma de “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reem-plazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”corresponden a los siguientes interesados:

� Coelvisac.� Edecañete.� Edelnor.� Electrocentro.� Electronorte.� Hidrandina.� Electronoroeste.� Electro Sur Medio.� Luz del Sur.� Seal.

4.1 Coelvisac

Remitió sus comentarios mediante oficio COI-1703-2004/G.G. recibido por el OSINERG el 10/12/2004.

4.1.1 Comentario 1

Tema: Requerimiento de códigos VNR para los sectores 3y especial

Comentario: Indica que en la lista de códigos VNR no sehan incluido algunos códigos que consideran necesarios.

Sugerencia: Incluir los códigos correspondiente al trans-formador integrado de tensión y corriente para medición,así como sus accesorios, como medidor, caja, sistema deprotección, etc., por ser necesario para la realización debalances de energía y potencia, en el marco de la gestiónde control de pérdidas de la empresa. Asimismo solicita lacreación de código para subestación convencional trifási-ca de 1000 kVA y bancos de condensadores para baja ten-sión.

4.1.2 Análisis 1

Los códigos VNR son definidos para los componentes de lasinstalaciones de distribución eléctrica, tales como: redes demedia y baja tensión por km, subestaciones, estructuras, equi-pos de protección y seccionamiento y no por los elementosque los conforman. Con relación a los transformadores inte-grados de tensión y corriente, se considera que éstos se uti-lizan para efectuar la medición de los suministros de mediatensión, es decir, dicho componente no es parte de la red dedistribución, sino de la conexión eléctrica del usuario de me-dia tensión; por ello no es posible su codificación como com-ponente de la red eléctrica de distribución. Igualmente seña-lamos que el OSINERG considera la instalación de bancosde condensadores en el lado de media tensión y no en el ladode baja tensión, de tal forma que no es necesaria la codifica-ción de este tipo de equipos para baja tensión.

En el caso de la subestación convencional trifásica de 1000kVA, se procederá a generar el código VNR correspondiente.

Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Coelvisac, haciéndose las precisiones y modificacio-nes pertinentes en la norma.

4.1.3 Comentario 2

Tema: Requerimientos de criterios de adaptación para elsector típico especial.

Comentario: Tanto en la guía original, como en el proyectode modificación de la misma, no se ha considerado el Sec-tor Especial, ni se han determinado los criterios de adapta-ción para el Sector Especial.

Sugerencia: Incluir criterios de adaptación para el sectortípico especial.

4.1.4 Análisis 2

Los criterios de adaptación publicados en el proyecto denorma, toman en cuenta la definición vigente de los secto-res típicos, establecida por Resolución Directoral 005-2001EM/DGE. En el caso de los sistemas eléctricos de Coelvi-sac, los criterios de adaptación serán aplicados de acuer-do a la clasificación vigente de sus sistemas, en tanto noentre en vigencia la clasificación del sector típico especial.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Coelvisac.

4.1.5 Comentario 3

Tema: Excepción de aplicación de los criterios de adapta-ción de media tensión en Andahuasi.

Comentario: El sistema Andahuasi no admite conductoresde aluminio debido a que existen plantaciones de caña encasi el 100% de la zona que son quemadas en el tiempo decosecha, por lo que el uso del aluminio no es adecuado.

Sugerencia: Se sugiere establecer alguna excepción sus-tentada para la aplicación de criterios de adaptabilidad enAndahuasi.

4.1.6 Análisis 3

Al no existir estudios o evidencias técnicas que demues-tren, que el quemado de la caña afecten la vida útil de losconductores de Aluminio, sumado al hecho que Coelvisacno ha presentado sustento de ninguna naturaleza, la suge-rencia no es aceptada.

4.1.7 Comentario 4

Tema: Establecer los criterios de adaptación para cablessubterráneos de media tensión a la salida de la SET en elsector especial.

Comentario: Menciona que el uso de los cables subterrá-neos de media tensión son necesarios en el caso de lassalidas de la subestación de transformación (SET).

Sugerencia: Establecer el criterio de adaptación, especifi-cando el uso de material sólo para salidas de la SET; pu-diendo adaptarse a su correspondiente red aérea en casoexistan tramos de red subterráneas aguas abajo.


4.1.8 Análisis 4

En vista que el sector especial opera dentro de un área geo-gráfica del tipo rural, consideramos que las subestaciones depotencia que alimentan a su sistema de distribución de mediatensión, son diseñados de forma tal, que contengan salidasde tipo aérea, por ser éstas tecnica y económicamente másóptimas. Por lo señalado, el criterio adoptado en los sectoresrurales (equivalente al especial), es que todas las redes demedia tensión, e inclusive las salidas de las subestacionesque lo alimentan, son aéreas, tal como sucede predominan-temente en las empresas concesionarias del país.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Coelvi-sac.

4.1.9 Comentario 5

Tema: Establecer zonas de alta y baja contaminación en elsector especial.

Sugerencia: Establecer zonas de alta y baja contamina-ción, dado que en zonas de mayor contaminación, comoVillacurí, se obliga el uso de mejores sistemas dieléctri-cos, siendo estos normalmente más caros.

4.1.10 Análisis 5

No se tiene conocimiento que dentro de la zona de opera-ciones de la empresa Coelvisac, existan factores contami-nantes que afecten la vida útil de las instalaciones eléctri-cas, que ameriten el establecimiento de zonas de contami-nación; sumado al hecho de que la empresa Coelvisac noha sustentado su petición.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Coelvi-sac.

4.1.11 Comentario 6

Tema: Adaptación de estructuras de concreto en el sectorespecial.

Sugerencia: No considerar el uso de postes de madera,como criterio de adaptación de estructuras para el caso deVillacurí, ya que dichas estructuras no garantizan una vidautil de 30 años en dicha zona, salvo que sea de madera depino de procedencia extranjera.

4.1.12 Análisis 6

El concepto de Valor Nuevo de Reemplazo comprende elreconocimiento de instalaciones técnica y económicamen-te eficientes, como una señal para la renovación de las ins-talaciones de distribución eléctrica existentes y para la ex-pansión de las mismas. De acuerdo a este concepto, enlas fijaciones del VNR del 1997 y 2001, para el caso de lossectores típicos 3 y 4, se consideró como tecnología efi-ciente el poste de madera, por lo que no es posible aceptarla sugerencia de Coelvisac.

4.2 Edecañete

Remitió sus comentarios vía correo electrónico el 10/12/2004.

4.2.1 Comentario 1

Tema: Criterios de adaptación para zonas históricas y mo-numentales.

Comentario: Edecañete señala que los criterios de adapta-ción de las instalaciones de distribución de media tensión,para los sectores típicos 3 y 4, no consideran los criteriossolicitados por OSINERG durante los procesos de fiscaliza-ción, que incluyen evitar el paso por zonas protegidas por elEstado, sean estas monumentales y/o arqueológicas.

Sugerencia: Considerar la aplicación de los criterios de adap-tación del sector típico 2 para los sectores típicos 3 y 4.”

4.2.2 Análisis 1

El OSINERG reconocerá criterios de adaptación para zo-nas históricas y monumentales en los sectores 2, 3 y 4.

Para tal fin, el reconocimiento de redes subterráneas adap-tadas dentro de dichas zonas sólo se hará efectivo, cuan-do éstas se encuentren instaladas; caso contrario se reco-nocerá la instalación de red aérea adaptada.

Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Edecañete, haciéndose las precisiones y modificacio-nes pertinentes en la norma.

4.2.3 Comentario 2

Tema: Criterios de adaptación referidos al cumplimiento dedistancias mínimas de seguridad.

Comentario: Los criterios de adaptación de las instalacio-nes de distribución de baja tensión, para los sectores típi-cos 3 y 4, no consideran los criterios solicitados por OSI-NERG durante los proceso de fiscalización que incluyen elcumplimiento con las normas y distancias mínimas de se-guridad establecidas en la legislación y normatividad vi-gente, así como no consideran zonas electrificadas conanterioridad, sin tener en consideración los actuales crite-rios de adaptación.

Sugerencia: Considerar la aplicación de los criterios deadaptación del sector típico 2 para los sectores típicos 3 y4.”

4.2.4 Análisis 2

El concepto de Valor Nuevo de Reemplazo comprende elreconocimiento de instalaciones técnica y económicamen-te eficientes, como una señal para la renovación de las ins-talaciones de distribución eléctrica existentes y para la ex-pansión de las mismas. De acuerdo a este concepto, enlas fijaciones del VNR del 1997 y 2001, para el caso deredes de baja tensión en los sectores típicos 3 y 4, no seconsideró el uso de redes subterráneas. Cabe mencionarque en lo referente al cumplimiento de distancias mínimasde seguridad y otros procesos de fiscalización, éstos es-tas referidos a la red de media tensión, lo cual ya esta sien-do considerado por el OSINERG.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Edeca-ñete.

4.3 Edelnor

Remitió sus comentarios vía correo electrónico el 09/12/2004.

4.3.1 Comentario 1

Tema: Ancho de la franja corrosiva.

Comentario: La franja de 5 km. se sustenta en estudiosefectuados por la Ex Electrolima en la decada del 80. Launiversidad Católica del Perú, por encargo de Edelnor, haefectuado un estudio de corrosión entre los años 1992-93,que demuestra que el ancho de franja expuesto a la corro-sión llega hasta 7 km. de la costa. Este estudio ha sidoalcanzado al OSINERG en el mes de abril para el análisiscorrespondiente sin tener respuesta a la fecha.

Sugerencia: Ampliar el ancho de zona corrosiva de 5 a 7km.

4.3.2 Análisis 1

Luego de analizar el estudio elaborado por la UniversidadCatólica, se ha verificado que el análisis ha seguido unametodología estándar para la determinación de la corrosi-vidad atmosférica, habiéndose empleado probetas de ma-teriales metálicos desnudos (acero, zinc, cobre y alumi-nio), las cuales han sido instaladas en los diferentes SET’sde la concesión de Edelnor y expuestas al medio ambien-te, por un período de un año.

El OSINERG considera pertinente aceptar la solicitud dela empresa, incrementando el ancho de la franja corrosivade 5 a 7 km.

Por lo mencionado, se acoge la sugerencia de Edelnor,haciéndose las precisiones y modificaciones pertinentesen la norma.


4.3.3 Comentario 2

Tema: Zonas geográficas de densidad de carga y tipo deambiente.

Comentario: Debe quedar explícito en la norma, los crite-rios que se indican en el oficio SE/CTE-090-2001, referi-dos al desarrollo urbano, verticalidad de edificaciones, de-manda y consumo de los sectores residencial y comercial.

Sugerencia 1: Incluir en la norma como parte de los crite-rios de adaptación, los criterios que se indica en el oficioSE/CTE-090-2001, referidos al desarrollo urbano, vertica-lidad de edificaciones, demanda y consumo de los secto-res residencial y comercial.

Comentario: Señala que la evaluación del sector industrial,se efectuó solo para Luz del Sur y que debería quedar abier-ta la posibilidad de que los parques industriales de Edelnortambién sean zonificados por densidad de carga.

Sugerencia 2: Se deben establecer los criterios a tener encuenta para la determinación de zonas de densidad enparques industriales.

Sugerencia 3: Que para la aplicación de los criterios deadaptación y determinación del mapa de densidad de car-ga, sugiere se debe precisar que, serán empleados comopuntos de partida los mapas de densidad correspondien-tes de la regulación precedente.

4.3.4 Análisis 2

Con relación a la primera y segunda sugerencia, se aceptalos términos propuestos por Edelnor, por lo cual en la normase incorporarán los criterios que se indican en el oficio SE/CTE-090-2001, referidos al desarrollo urbano, verticalidadde edificaciones, demanda y consumo de los sectores resi-dencial, comercial e industrial, así como la evaluación dezonas industriales (densidad de carga y tipo de red).

En lo que respecta a la tercera sugerencia, tal como lo se-ñala Edelnor, los mapas de densidad de carga que servi-rán para la aplicación de los criterios de adaptación para elsector típico 1 en la presente regulación, se construirán apartir de los mapas de densidad obtenidos en la regulaciónprevia, lo cual será precisado en la norma.

Por lo mencionado, se acoge las sugerencias de Edelnor,haciéndose las precisiones y modificaciones pertinentesen la norma.

4.3.5 Comentarios 3, 4, 5, 6 y 8

Tema: Criterios de adaptación referidos a zonas históricasy monumentales y al cumplimiento de distancias mínimasde seguridad.

Sugerencia 1: Considerar que para tramos de alimentado-res cuyo recorrido cruce dos o más zonas de densidad, seidentificará los porciones de los tramos en cada zona, adap-tándolos de acuerdo a los criterios establecidos para la zonadonde se encuentran.

Sugerencia 2: Considerar, para el caso de redes de mediatensión, criterios de adaptación para zonas históricas omonumentales existentes en el sector típico 1, conside-rando los criterios de las zonas de alta densidad.

Sugerencia 3: Considerar, para el caso de redes de mediatensión del sector típico 1, criterios de adaptación para elcaso de cumplimiento de distancias mínimas de seguridadpara calles con anchos menores a 12 metros, precisandoque para calles con anchos entre 8 y 12 m., se considereel uso de redes autoportantes y para calles con anchosmenores a 8 m., redes subterráneas.

Sugerencia 4. Considerar que para el caso de subestacio-nes de distribución ubicadas en zonas históricas o monu-mentales o en calles con anchos menores a 12 m., se apli-que los criterios de las zonas de alta densidad.

Sugerencia 5. Considerar para el caso de redes secunda-rias ubicadas en zonas históricas o monumentales, se apli-que los criterios de las zonas de alta densidad.

4.3.6 Análisis 3, 4, 5, 6 y 8

Con relación a la primera sugerencia, tal como lo señalaEdelnor, para la adaptación de los tramos de media y bajatensión, se aplicarán los criterios que correspondan a cadaporción de dichos tramos, de acuerdo a las zonas dondese encuentran. Las precisiones indicadas serán incluidasen la norma.

En lo referente a la segunda sugerencia, el OSINERG re-conocerá criterios de adaptación para zonas históricas ymonumentales en el sector típico 1 (zonas de media y bajadensidad). Para tal fin, el reconocimiento de redes subte-rráneas adaptadas dentro de dichas zonas sólo se haráefectivo, cuando éstas se encuentren instaladas; caso con-trario se reconocerá la instalación de red aérea adaptada.

En el caso de la tercera sugerencia, el OSINERG conside-rará criterios especiales para el cumplimiento de distanciasmínimas de seguridad, en calles con anchos menores a 12metros para el sector típico 1 (zonas de media y baja densi-dad), reconociéndose sólo aquellos cables autoportantes oredes subterráneas que la empresa haya instalado.

En el caso de la cuarta sugerencia, el OSINERG consi-derará criterios especiales para el sector típico 1 (zonasde media y baja densidad), para el caso de subestacio-nes ubicadas en zonas históricas y monumentales, re-conociéndose sólo aquellas subestaciones compactaspedestal y bóveda que la empresa haya instalado. En elcaso de subestaciones ubicadas en calles con anchosmenores a 12 metros, se podrá utilizar subestacionescompactas, siempre y cuando, las subestaciones aéreasno cumplan con las distancias mínimas de seguridad yla correspondiente subestación compacta se haya ins-talado.

En el caso de la quinta sugerencia, el OSINERG conside-rará criterios especiales para el caso de redes de baja ten-sión instaladas en zonas históricas y monumentales, parael sector típico 1 (zonas de media y baja densidad), reco-nociéndose sólo aquellas redes subterráneas, que la em-presa haya instalado.

Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Edelnor, haciéndose las precisiones y modificacionespertinentes en la norma.

4.3.7 Comentario 7

Tema: Solicita cambiar texto.

Comentario:

El proyecto norma dice:

1.2 Red de Baja Tensión (Servicio Particular y AlumbradoPúblico)......... y el 29% restante al subcomponente A.1.1 A .......

Debe decir:......... y el 29% restante al subcomponente A.1.3 .......

Sugerencia: Hacer el cambio de texto a fin de que sea com-patible con los subcomponentes establecidos en la GuíaVNR del año 2004”.

4.3.8 Análisis 7

Tal como lo señala Edelnor, el subcomponente correspon-diente a “Red aérea de servicio particular, sobre estructu-ra SP” tiene como código el A.1.3.

Por lo mencionado, se acoge la sugerencia de Edelnor,haciéndose las precisiones y modificaciones pertinentesen la norma.

4.4 Electrocentro

Electrocentro remitió sus comentarios vía correo electró-nico el 10/12/2004.

4.4.1 Comentario 1

Tema: Cumplimiento de distancias mínimas de seguridad.


Comentario: Señala que la GART-OSINERG en los crite-rios de adaptación publicados el 2000 consideró para elsector típico 1 la adaptación de las redes y subestacionescon restricciones especiales en base al cumplimiento dedistancias mínimas de seguridad de tal manera que dichasinstalaciones cumplan con las condiciones de seguridadpara el mantenimiento y la operación.

Afirma que este mismo criterio debe aplicarse a los secto-res típicos 2,3 y 4 por los siguientes motivos:

� Que el punto 234. D.1.a del CNE, regula los criterios aser aplicados en lo que respecta a distancias mínimasde seguridad “DMS”, en el cual no se encuentra previs-ta para su aplicación la discreción por sectores típicos.

� Que la Resolución 011-2004 OSINERG OS/CD estaaplicada a toda la concesión de la distribuidora de ener-gía eléctrica.

� Que delimitar la aplicación de este criterio sólo al sec-tor típico 1, restringe sus derechos fundamentales re-conocidos en la Constitución Política del Estado, Art.2º inc. 2), que establece la igualdad ante la ley.

Sugerencia: Considerar el criterio de adaptación por res-tricciones especiales “Cumplimiento de distancias mínimasde seguridad” para los sectores típicos 2, 3 y 4, al igualque fue considerada en la publicación de los criterios deadaptación del sector típico 1 publicado el año 2000.

Análisis 1

El OSINERG considerará como criterio especial para elsector 2 el uso de cables autoportantes y redes subterrá-neas, y para los sectores 3 y 4 el uso de cables autopor-tantes, solamente en aquellos casos que por necesidad decumplir con las distancias mínimas de seguridad la empre-sa distribuidora los haya instalado.

Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Electrocentro, haciéndose las precisiones y modifica-ciones pertinentes en la norma.

4.4.2 Comentario 2

Tema: Considerar criterios de adaptación para zonas his-tóricas y monumentales.

Comentario: Señala que una de las características mas re-presentativas de las zonas históricas y monumentales es lagran afluencia de público; esta característica lleva a que lasempresas de distribución de energía eléctrica optimicen laseguridad en sus instalaciones tanto de media tensión, bajatensión y subestaciones, de tal manera que no pongan enriesgo la vida de las personas que transitan por dichas zonas.

Agrega que la existencia de zonas históricas y monumen-tales no esta delimitada por sectores típicos, es por elloque este criterio por restricciones especiales, también debeser aplicado para los sectores típicos 2,3 y 4.

Sugerencia: Considerar el criterio de adaptación por res-tricciones especiales “Zonas históricas y monumentales”para los sectores típicos 2,3 y 4, al igual que fue conside-rada en la publicación de los criterios de adaptación delsector típico 1 publicado el año 2000.

Análisis 2

El OSINERG reconocerá criterios de adaptación para zo-nas históricas y monumentales en los sectores 2, 3 y 4.Para tal fin, el reconocimiento de redes subterráneas adap-tadas dentro de dichas zonas sólo se hará efectivo, cuan-do éstas se encuentren instaladas; caso contrario se reco-nocerá la instalación de red aérea adaptada.

Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Electrocentro, haciéndose las precisiones y modifica-ciones pertinentes en la norma.

4.4.3 Comentario 3

Tema: Zonas de Alta Afluencia de Público.

Comentario: Señala que en las zonas de gran afluencia depúblico es necesario optimizar la seguridad en las instala-

ciones eléctricas de media tensión, baja tensión y subes-taciones, de tal manera que no pongan en riesgo la vida delas personas que transitan por dichas zonas y así se decumplimiento a lo estipulado en el Código Nacional de Elec-tricidad (CNE) y al Reglamento de Seguridad e HigieneOcupacional del Subsector Electricidad.Agrega que en estas zonas debe considerarse redes demedia tensión y baja tensión subterráneas, así como, SEDcompactas que permitan evitar contactos fortuitos o sumanipulación por parte de los transeúntes.

Sugerencia: Considerar en las zonas con alta afluencia depúblico redes subterráneas.

Análisis 3

Los criterios que rigen el diseño y construcción de redesaéreas se encuentran establecidos, en el Código Nacionalde Electricidad (CNE) de modo tal que, mientras éstos seanaplicados correctamente por la empresa, no amerita la in-corporación de criterios adicionales que consideren el usode redes subterráneas. Además, la seguridad de las redesaéreas debe ser garantizada por la empresa concesiona-ria de distribución, mediante el uso de equipos de protec-ción y operación, diseñados para proteger y aperturar lared ante la ocurrencia de cualquier contingencia, que pue-da significar poner en riesgo la vida y salud de las perso-nas.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Electro-centro.

4.4.4 Comentario 4

Tema: Redes de Baja Tensión para transformadores conpotencias menores o iguales a 5 kVA.

Comentario: Señala que cuenta con muchas zonas ruralesen los sectores típicos 3 y 4 en las cuales se presentanviviendas muy dispersas y distantes unas de otras y dadoque técnicamente no es posible instalar acometidas conlongitudes muy extensas, debido a la caída de tensión, esque se hace necesario la instalación de redes de baja ten-sión.

Agrega que tiene aproximadamente 1600 subestacionescon potencia adaptada menores o igualas a 5kVA, las cua-les cuentan con alrededor 1300 km de red de baja tensión,los cuales no serían consideradas dentro del cálculo delVNR.

Sugerencia: Considerar el total de redes de baja tensiónde aquellas subestaciones con potencias adaptadas me-nores o iguales a 5 kVA, ya que su inaplicabilidad contradi-ce lo enunciado en la ley de electrificación rural”

Análisis 4

El concepto de Valor Nuevo de Reemplazo comprende elreconocimiento de instalaciones técnica y económicamen-te eficientes, como una señal para la renovación de las ins-talaciones de distribución eléctrica existentes y para la ex-pansión de las mismas. De acuerdo a este concepto, enlas fijaciones del VNR del 1997 y 2001, para el caso desubestaciones con potencias iguales o menores a 5 kVA,no se consideró el uso de redes de baja tensión, ya queéstas resultan ser ineficientes por tratarse de diseños ela-borados para zonas urbanas.


4.4.5 Comentario 5

Tema: Normas específicas de diseño y construcción ade-cuadas a las zonas rurales.

Comentario: Electrocentro señala que se debe considerarcomo zona rural a los sectores típicos 3 y 4 y que se debenconsiderar los materiales y diseños estipulados en las es-pecificaciones técnicas de diseño y construcción adecua-das a las zonas rurales, como criterio de adaptación entodas las localidades que se encuentren inmersas en di-chos sectores típicos.


Sugerencia: Considerar como zona rural a los sectores tí-picos 3 y 4 y así como incluir dentro de los criterios deadaptación, los materiales y diseños estipulados en lasespecificaciones técnicas de diseño y construcción ade-cuadas a las zonas rurales.”

Análisis 5

Las disposiciones contenidas en la Ley 27744, Ley deElectrificación Rural y de Localidades Aisladas y deFrontera, así como sus disposiciones complementariasy modificatorias, están dirigidas a establecer normasespecíficas de diseño y construcción adecuadas a laszonas rurales, entendiéndose como tales, para los efec-tos de dicha Ley, las localidades aisladas y zonas defrontera del país, con niveles de rentabilidad financierade las inversiones de electrificación que no son nece-sariamente atractivos a la participación privada y re-quieren del rol subsidiario del Estado por tener una altarentabilidad social.

En tal razón, las normas referidas por Electrocentro, noson aplicables para la definición de los criterios de adapta-ción de los sectores típicos 3 y 4.


4.4.6 Comentario 6

Tema: Uso de lámparas de vapor de Sodio para los secto-res típicos 3 y 4.

Comentario: Señala que de acuerdo a las Especificacio-nes Técnicas ET-RS-09 de la Resolución Directoral Nº 025-2003-EM/DGE, el Alumbrado Publico en los sectores enlos sectores rurales, deben ser efectuadas utilizando lám-paras de vapor de sodio de 70 W y que al disponer el usode Lámparas de Vapor de Mercurio, se esta vulnerandonormas de orden ambiental, por cuanto este tipo de lámpa-ras contaminan el medio ambiente.

Sugerencia: Considerar la utilización de lámparas de va-por de sodio de 70 W con la que se pueda cumplir con elcontrol de la contaminación ambiental.

Análisis 6

La tecnología que reconocerá el OSINERG corresponderáa aquellas lámparas instaladas por la empresa de distribu-ción eléctrica cuya cantidad de lúmenes no sea menor a3400, de acuerdo a lo señalado a la “Norma Técnica DGE“Alumbrado de Vías Públicas en Zonas de Concesión deDistribución” aprobada por Resolución Ministerial 013-2003-EM/DM. En vista que las lámparas de vapor de mercurio,cumplen con los requerimientos indicados en la norma se-ñalada y que no está demostrado que las mismas vulnerannormas de orden ambiental, no se acepta la sugerencia deElectrocentro.

4.4.7 Comentario 7

Tema: Utilización del factor KALP vigente.

Comentario: Señala que la R.M. Nº 185-2003-EM/DM, ensu artículo 2º, establece los siguientes índices lámparaspor usuario y factores KALP para el cálculo de porcentajemáximo de facturación por el servicio de alumbrado:

Sector-Segmento KALPKW.h/usuario-mes

Sector 3 segmento A 6.1Sector 3 segmento B 4.5Sector 4 3.3

Sugerencia: Considerar los valores KALP publicados en laResolución Ministerial Nº185-2003-EM/DM.”

Análisis 7

El OSINERG considerará los KALP establecidos en la RM185-2003 EM/DM referida al porcentaje de facturación porservicio de alumbrado público que vienen aplicando lasempresas.

Por lo mencionado, se acoge la sugerencia de Electrocen-tro, haciéndose las precisiones y modificaciones pertinen-tes en la norma.

4.5 Electronorte

Electronorte remitió sus comentarios vía correo electróni-co el 10/12/2004.

4.5.1 Comentario 1

Tema: Ampliación de ancho de franja corrosiva.

Comentario: Señala que un informe elaborado por espe-cialistas de la Universidad Nacional de Trujillo, en el cualse analiza los datos climatológicos de la atmósfera del de-partamento de Lambayeque para el período 2001-2004,incluye en sus conclusiones las siguientes categorías decorrosividad en la franja costera del departamento de Lam-bayeque:

o Hasta los 20 km. de ancho la corrosividad atmosféricaalcanza las categorías de corrosividad: muy alta, alta ymedia.

o Para el aluminio y el cobre, la corrosividad es muy altaen la franja que se extiende desde el mar hasta los 15km.

o Para el acero de bajo carbono (fe), la corrosividad esmuy alta en la franja que se extiende desde el mar has-ta los 6 km.; de 5 a 15 Km. es alta y de 10 a 20 esmedia.

o Para el zinc, la corrosividad es muy alta desde el marhasta los 7 Km.; de 7km. a 15 km., es alta y de 15 a 20km es media.

Agrega que con la finalidad de complementar el estudioanterior se ha encargado el monitoreo en cuatro estacio-nes de la Región Lambayeque, donde en concordancia conla metodología de la normas ISO se medirá los factoresatmosféricos de velocidad de deposición de cloruros y dedióxido de azufre presentes en la atmósfera y que dichosresultados estarán disponibles en marzo del 2005.

Sugerencia: Considerar la zona de ambiente corrosivo comoel área adyacente y paralela a la costa mayor a 5 km deancho. Ésta deberá estar sustentada con los respectivosestudios.

Análisis 1

Luego de analizar el estudio presentado por la empresaconcesionaria, se ha verificado que el análisis no se haefectuado a través de una metodología para la determina-ción del efecto de la corrosividad en los materiales, sinoque se ha basado en el análisis de datos climatológicos yde humedad relativa y su efecto sobre las superficies demateriales y componentes eléctricos abandonados o enun estado de operación pésimo, cuyas fechas de instala-ción se desconocen.

Debido a que el OSINERG ha tomado como criterio únicopara la costa peruana, el estudio de la franja corrosiva dela ciudad de Lima y habiéndose aceptado el estudio pre-sentado por la empresa Edelnor, se considera pertinenteincrementar el ancho de la franja corrosiva de 5 a 7 km.

Asimismo, en cuanto a la sugerencia de que se pueda sus-tentar un estudio de corrosión durante el proceso de fija-ción del VNR, no es aceptada, dado que este tipo de estu-dios requieren como mínimo la utilización de probetas y suexposición al medio ambiente, por un tiempo no menor aun año.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Electro-norte.

4.5.2 Comentario 2


Comentario: Señala que de acuerdo al “Procedimientode fiscalización y subsanación de deficiencias en insta-laciones de media tensión y subestaciones de distribu-ción eléctrica por Seguridad Pública”, aprobado por Re-


solución Nº 011-2004-OS/CD del OSINERG”, existe laobligación de parte de la concesionaria de subsanar lasdeficiencias de alto y moderado riesgo. Expresan queen los últimos años la empresa viene ejecutado proyec-tos específicos referidos al levantamiento de observa-ciones de OSINERG. Agrega que la GART en su oficioNº 188-2004-OSINERG del 10.08.04 estableció para elSector Típico 1, criterios de adaptación específicamen-te para el caso de cumplimiento de distancias mínimasde seguridad en calles con anchos menores a 12 me-tros, los cuales no han sido incluidos en el proyecto denorma, por lo que sugiere que éstos sean nuevamenteconsiderados, no solo para el sector típico 1, sino tam-bién para los sectores 2, 3 y 4.

Sugerencia: Considerar criterios de adaptación que permi-tan el cumplimiento de distancias mínimas de seguridaden calles con anchos menores a 12 metros, en los secto-res típicos 2, 3 y 4.

Análisis 2


Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Electronorte, haciéndose las precisiones y modificacio-nes pertinentes en la norma.

4.5.3 Comentario 3

Tema: Utilización del factor KALP vigente.

Comentario: Señala que los criterios de adaptación paraequipos de alumbrado público no están conformes con losfactores vigentes establecidos en el artículo 2º de la Reso-lución Ministerial Nº 185-2003-EM/DGE para los KALP(kWh/Usuario-mes).

Sugerencia: Considerar los valores KALP publicados en laResolución Ministerial Nº185-2003-EM/DM.”

Análisis 3


Por lo mencionado, se acoge la sugerencia de Electronor-te, haciéndose las precisiones y modificaciones pertinen-tes en la norma.

4.5.4 Comentario 4


Comentario: Señala que las zonas históricas o monumen-tales son patrimonio cultural de la nación indistintamentedel sector típico en el cual se encuentren, de tal forma queel Instituto Nacional de Cultura expidió la Resolución Jefa-tural Nº 009 del 12 de enero de 1989 estableciendo zonasmonumentales en las ciudades de Chiclayo y Lambaye-que.

Agrega que el OSINERG mediante Oficio Nº 188-2004-OSINER-GART estableció criterios de adaptación espe-ciales, tanto para redes eléctricas como para subestacio-nes de distribución, para el caso de zonas históricas ymonumentales para el sector típico 1, los cuales no sonparte del actual proyecto norma, por lo que considera quedichos criterios debieran ser nuevamente incluidos paratodos los sectores típicos.

Sugerencia: Considerar los criterios de adaptación parazonas históricas o monumentales establecidos en el oficioNº 188-2004-OSINERG-GART, tanto para redes eléctricascomo para subestaciones de distribución, para los secto-res típicos 2, 3 y 4.

Análisis 4


Por lo mencionado, se acoge la sugerencia de Electronor-te, haciéndose las precisiones y modificaciones pertinen-tes en la norma.

4.5.5 Comentario 5

Tema: Factor de utilización para el cálculo de potencia adap-tada de transformadores.

Comentario: Señala que la capacidad adaptada de los trans-formadores será cubierta en un 100% al término del cuartoaño, en las subestaciones donde la demanda crece a unatasa anual del 4.15%, dado que donde la máxima demandasupera esta tasa de crecimiento, el transformador, al térmi-no del cuarto año, operará sobrecargado, lo que a la largasignificará la reducción de su vida útil. Agrega que con lafinalidad de aplicar un criterio de adaptación a estas sub-estaciones se ha determinado un factor de utilización pro-medio (0.76 para una tasa de crecimiento de 7.21%) queadaptará la capacidad de los transformadores a una mayorpotencia, evitando que operen en condición de sobrecargaal término del cuarto año.

Sugerencia: Considerar un factor de utilización menor a0,85 en el cálculo de la potencia adaptada de los transfor-madores en el sector típico 2, para aquellas subestacionesdonde se demuestre que la tasa de crecimiento es mayor a4.15% anual.

Análisis 5

Cabe señalar que el factor de utilización de 0.85 es un va-lor promedio, aplicado a las subestaciones de todo el sec-tor típico cuyo crecimiento anual sea mayor o menor a loseñalado. Dado que las subestaciones para los sectorestípicos 2, son preponderantemente aéreas, es una prácti-ca aceptada realizar las sustituciones y reubicaciones detransformadores, de acuerdo a los requerimientos de lademanda.


4.5.6 Comentario 6

Tema: Zonas de alta densidad de carga en sector típico 2.

Comentario: Señala que en el proyecto de norma, dentrode los criterios de adaptación para el Sector Típico 1 seconsideran el uso de redes subterráneas y subestacionescompactas, para el caso de las instalaciones eléctricas si-tuadas en zonas con densidad de carga mayor o igual a 4MW/km². Agrega que, en las zonas consolidadas (centro)de las capitales de departamento dentro del Sector Típico2, el incremento de demanda hace que se requiera un tratosimilar al Sector Típico 1, pues las obligaciones de aten-ción de suministro dentro de la zona de concesión estable-cidas en la Ley de Concesiones y su Reglamento, es inde-pendiente si las solicitudes de nuevos suministros o am-pliación de potencia se presentan en el sector típico 1 ó 2.

Sugerencia: Considerar criterios de adaptación para zo-nas con densidad de carga mayor o igual a 4 MW/km² parael sector típico 2.

Análisis 6

No se acepta el criterio de zonas de alta densidad ya quelas zonas en el sector típico 2 que podrían ser calificadascomo zonas de alta densidad no serían relevantes de acuer-do con la topología eficiente para dicho sector. Además,las redes subterráneas no son requeridas para el cumpli-mento de la calidad de servicio.

Cabe mencionar que, el OSINERG reconoce redes subte-rráneas de media tensión, en el sector típico 2, cuando se


comprueba la existencia de las mismas, hasta un topemáximo de 14% de la longitud total de las redes de mediatensión. En forma similar, se reconocen redes subterrá-neas de baja tensión, cuando se comprueba la existenciade las mismas pero hasta un tope de 2%.


4.5.7 Comentario 7

Tema: Equipos de protección y seccionamiento.

Comentario: Señala que en el proyecto de norma se esta-blece que el reconocimiento de los equipos será de acuer-do a la función que cumplen para los mismos en la red demedia tensión. Asimismo, agrega que dentro de sus insta-laciones existen subestaciones de maniobra, donde con-vergen troncales predominantemente aéreas ó subterrá-neas y salen laterales aéreas ó subterráneas; por tanto, laadaptación de los equipos de maniobra no debería estarcondicionada a si pertenecen a redes predominantementesubterráneas o aéreas, sino que se debe tener en cuentasu necesidad para mejorar la confiabilidad del sistema dedistribución (garantizar la continuidad del servicio) y mejo-ra de la calidad de suministro a los clientes.

Sugerencia: Considerar que la adaptación de los equiposde maniobra no esté condicionada a si pertenecen a redespredominantemente subterráneas o aéreas.

Análisis 7

El concepto de Valor Nuevo de Reemplazo comprende elreconocimiento de instalaciones técnica y económicamen-te eficientes, como una señal para la renovación de las ins-talaciones de distribución eléctrica existentes y para la ex-pansión de las mismas. De acuerdo a este concepto, enlas fijaciones anteriores, se consideró la adaptación deequipos de protección y seccionamiento, de acuerdo a lafunción que cumplen los mismos en la red de media ten-sión y por tipo de red, ya que esto último define la topologíaque debe existir en cada uno de los sectores típicos.


4.6 Hidrandina

Hidrandina remitió sus comentarios vía correo electrónicoel 10/12/2004.

4.6.1 Comentario 1


Comentario: Señala que la solicitud de ampliación de lazona de corrosión más allá de los 5 kms. se fundamentaen la experiencia de operación y mantenimiento de la em-presa adquirida a lo largo de los años y en estudios desa-rrollados por profesionales especialistas en la materia y,en forma particular, a un estudio encargado a la Universi-dad Nacional de Trujillo. En dicho estudio se concluye, quelos niveles de corrosividad para el aluminio y el cobre seextienden hasta un área adyacente y paralela al mar de 15km en promedio. Agrega que, para dichas zonas, tambiénse debe considerar el empleo de postes de media tensiónde pino importado, los cuales han demostrado tener mejordurabilidad con respecto a los postes de concreto armadocentrifugado (c.a.c).

Sugerencia: Considerar la existencia de una franja de am-biente corrosivo de 17 km. paralela y adyacente a la costa,con zonas de corrosión muy severa y severa, de modo talque se reconozca el uso de cobre forrado como parte delas redes adaptadas en la zona de corrosión muy severa yconductores de cobre desnudo para la zona de corrosiónsevera, así como el empleo de postes de madera importa-da de pino.

Análisis 1

Luego de analizar el estudio presentado por la empresaconcesionaria, se ha verificado que que las muestras utili-zadas para el análisis de la corrosión, son insuficientes y

dispersas como para determinar apropiadamente las zo-nas de alta corrosión. Tal es así que, se ha utilizado para elcaso de Trujillo sólo 5 muestras, para Guadalupe 2 mues-tras, Virú 1 muestra, etc, cuyos resultados, han sido gene-ralizados para la costa en el área de concesión de la em-presa Hidrandina.

Sin embargo, debido a que el OSINERG ha tomado comocriterio único para la costa peruana, el estudio de la franjacorrosiva de la ciudad de Lima y habiéndose aceptado elestudio presentado por la empresa Edelnor, se considerapertinente incrementar el ancho de la franja corrosiva de 5a 7 km.

En lo que se refiere al empleo de postes de madera impor-tada de pino, debe señalarse que el concepto de Valor Nue-vo de Reemplazo comprende el reconocimiento de instala-ciones técnica y económicamente eficientes, como unaseñal para la renovación de las instalaciones de distribu-ción eléctrica existentes y para la expansión de las mis-mas. De acuerdo a este concepto, en las fijaciones del VNRdel 1997 y 2001, para el caso del sector típico 2 se consi-deró como tecnología eficiente el poste de concreto, mien-tras que para los sectores típicos 3 y 4, se consideró elposte de madera nacional.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Hidrandi-na.

4.6.2 Comentario 2

Tema: de adaptación para zonas históricas y monumenta-les.

Comentario: Señala que existen redes subterráneas enmedia y baja tensión en zona monumentales que deben deser reconocidas para la determinación del VNR adicional-mente al valor del 2% que como mínimo actualmente sereconoce para las redes subterráneas de baja tensión enel sector típico 2. Agrega que, el Instituto Nacional de Cul-tura ha delimitado las zonas históricas monumentales, lascuales requieren un tratamiento especial en el sentido deque se use red subterránea.

Sugerencia: Reconocer la instalación de red subterráneapara zonas monumentales en las ciudades de Trujillo, Ca-jamarca y Chimbote”.

Análisis 2


Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Hidrandina, haciéndose las precisiones y modificacio-nes pertinentes en la norma.

4.6.3 Comentario 3


Comentario: Señala que es obligatorio el cumplimiento delas distancias mínimas de seguridad establecidas en elCNE, tanto en Lima como en provincias, por lo que el crite-rio establecido con el oficio Nº 188-2004-OSINERG debeser introducido para todos los sectores típicos.

Sugerencia: Considerar para el caso de cumplimiento dedistancias mínimas de seguridad en calles con anchosmenores a 12 metros, en el sector típico 2; el criterio esta-blecido en el Oficio 188-2004-OSINERG.”.

Análisis 3



Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Hidrandina, haciéndose las precisiones y modificacio-nes pertinentes en la norma.

4.7 Electronoroeste

Electronoroeste remitió sus comentarios vía correo elec-trónico el 10/12/2004.

4.7.1 Comentario 1


Comentario y Sugerencia: Considerar la zona de ambien-te corrosivo como un área adyacente y paralela a la cos-ta de 10 km de ancho y que de darse el caso, ésta franjapuede ampliarse adjuntando el sustento técnico respec-tivo.”

Análisis 1

Electronoroeste no ha adjuntado ningún estudio técnico quesustente el pedido de ampliar la franja corrosiva para suárea de concesión, hasta un ancho de 10 km.

Debido a que el OSINERG ha tomado como criterio únicopara la costa peruana, el estudio de la franja corrosiva dela ciudad de Lima y habiéndose aceptado el estudio pre-sentado por la empresa Edelnor, se considera pertinenteincrementar el ancho de la franja corrosiva de 5 a 7 km.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de Electro-noroeste.

4.7.2 Comentario 2

Tema: Factor de utilización para el cálculo de potencia adap-tada de transformadores.

Comentario y Sugerencia: Considerar un factor de utiliza-ción igual a 0.80 en el cálculo de la potencia adaptada delos transformadores para el Sector Típico 2”

Análisis 2

Electronoroeste no ha adjuntado ningún estudio técnico quesustente el pedido de considerar un factor de utilización de0.80 para el cálculo de la potencia adaptada de transfor-madores, para el sector típico 2.

Cabe señalar que el factor de utilización de 0.85 es un va-lor promedio, aplicado a las subestaciones de todo el sec-tor típico cuyo crecimiento anual sea mayor o menor a loseñalado. Dado que las subestaciones para los sectorestípicos 2, son preponderantemente aéreas, es una prácti-ca aceptada realizar las sustituciones y reubicaciones detransformadores, de acuerdo a los requerimientos de lademanda.


4.7.3 Comentario 3

Tema: Proporción de redes subterráneas sobre el total deredes de baja tensión.

Comentario: Electronoroeste señala que no es posible cum-plir con el 2% de redes subterráneas debido a las siguien-tes exigencias y condiciones actuales:

• Distancias Mínimas de Seguridad según el CNE Sec-ción 23.

• Exigencias para las zonas Monumentales y PatrimonioHistórico.

• Observaciones de la Gerencia de Fiscalización Eléctri-ca del OSINERG:

o Cruces y Paralelismos con redes telefónicaso Zonas de Alta Afluencia de Público ZAAPo Calles angostas.o Cercanía a grifos o almacenes de combustibles

• Zonas inundables y de alto riesgo como quebradas porefectos del Fenómeno del Niño.

• Cruces de calles y avenidas principales en todas laslocalidades de nuestros sistemas eléctricos.

• Edificios Multifamiliares y Conjuntos Habitacionales

Sugerencia: Incrementar la proporción máxima de red sub-terránea con respecto a la longitud total de la red de bajatensión de 2% a 5%, a nivel de sistema eléctrico.”

Análisis 3

Electronoroeste no ha adjuntado ningún estudio técnico quesustente el pedido de incrementar la proporción máximade red subterránea con respecto a la longitud total de lared de baja tensión de 2% a 5%.

El OSINERG reconoce redes subterráneas de baja ten-sión, cuando se comprueba la existencia de las mismaspero hasta un tope de 2%, debido a que técnica y económi-camente, el uso de redes aéreas protegidas cumplen conlos requerimientos de seguridad establecidos por las nor-mas vigentes.


4.7.4 Comentario 4

Tema: Clasificación de Sistemas Eléctricos.

Comentario y Sugerencia: Las localidades de Cancas,Morropón y Malacasi se encuentran interconectadas; porlo tanto, no deberían figurar como Sistemas Eléctricos in-dependientes.”

Análisis 4

Dado que ha habido un cambio en la fuente de alimenta-ción de los sistemas eléctricos de distribución, señaladospor la empresa, las localidades mencionadas deberán serreportadas como parte de los sistemas eléctricos interco-nectados a los que pertenecen.

Por lo mencionado, se acoge la sugerencia de Electrono-roeste, haciéndose las precisiones y modificaciones perti-nentes en la norma.

4.7.5 Comentario 5

Tema: Factor de corrección para el cálculo de potenciaadaptada de transformadores.

Comentario: Señala que no se está considerando el factorde corrección de acuerdo a la recomendación de la normaIEC 354 “Loading guide for oil-inmersed transformer” don-de manifiesta que los transformadores se diseñan para tem-peraturas promedio anual de 20º C y en caso supere dichoparámetro, las capacidades de los transformadores debenreducirse por sobre calentamiento del medio ambiente conrespecto a la temperatura de diseño.

Sugerencia: Considerar un factor de corrección para elcálculo kVA adaptado de transformadores, por efecto deincremento de temperatura de medio ambiente.

Análisis 5

Los transformadores se construyen para trabajar a lastemperaturas de operación de las zonas a donde seráninstalados, es decir, que el factor de corrección por tem-peratura es un valor que debe ser tomado en cuentapor el fabricante. Es por ello, que no se considera paradeterminar la capacidad nominal adaptada que se re-conoce como Valor Nuevo de Reemplazo del transfor-mador.


4.7.6 Comentario 6

Tema: Inversiones no eléctricas.

Comentario: Señala que el proyecto de norma sólo se re-fiere a las inversiones de los bienes eléctricos, mientrasque no se enuncia ningún criterio para los bienes no eléc-


tricos, los mismos que forman parte importante en la de-terminación del VNR.

Sugerencia: Incluir criterios para inversiones no eléctricas.”

Análisis 6

Con relación a los criterios de adaptación que deben utili-zarse para el cálculo del Valor Nuevo de Reemplazo de lasinstalaciones no eléctricas, se debe señalar que en el nu-meral 2.2.6 de la Guía del VNR corresponde a la GART delOSINERG, comunicarlos a las empresas, lo cual ha sidoefectuado a traves del portal de Soporte del VNR.


4.8 Electro Sur Medio

Electro Sur Medio remitió sus comentarios vía correo elec-trónico el 10/12/2004.

4.8.1 Comentario 1

Tema: Equipos de Protección y Seccionamiento.

Comentario: Señala que deben considerarse pararrayos enzonas geográficas donde existan descargas atmosféricas,no debiendo generalizarse para un sector típico en parti-cular.

Sugerencia: Considerar la inclusión de pararrayos comoequipos de protección reconocidos para el proceso de adap-tación del Sector Típico 2.”

Análisis 1

El concepto de Valor Nuevo de Reemplazo comprende elreconocimiento de instalaciones técnica y económicamen-te eficientes, como una señal para la renovación de las ins-talaciones de distribución eléctrica existentes y para la ex-pansión de las mismas. De acuerdo a este concepto, lautilización de pararrayos no se considera como equipo ne-cesario de protección contra sobretensiones externas enzonas costeras. Sin embargo, en las zonas de sierra y sel-va (sectores 2, 3 y 4) con altos niveles isoceraúnicos, seconsiderará la utilización de pararrayos.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de ElectroSur Medio.

4.9 Luz del Sur

Luz del Sur remitió sus comentarios y sugerencias me-diante oficio GO.04.478 recepcionado el 09/12/2004.

4.9.1 Comentario 1, 2, 4 y 5

El comentario de Luz del Sur es el siguiente:

Tema: Criterios de adaptación referidos a zonas históricasy monumentales y al cumplimiento de distancias mínimasde seguridad.

Comentario: Señala que en cumplimiento de la Ley 24047,Ley General de Amparo al Patrimonio Cultural de la Na-ción, se debe considerar restricciones en la instalación deredes aéreas en aquellas zonas calificadas como patrimo-nio cultural de la nación, específicamente en las zonas his-tóricas y monumentales.

Sugerencia 1: Considerar, para el caso de redes de mediatensión, criterios de adaptación para zonas históricas omonumentales existentes en el sector típico 1, tomando encuenta los criterios de las zonas de alta densidad.

Comentario: Señala que los criterios de adaptación debentener en cuenta las consideraciones de la sección 23 “Dis-tancias de Seguridad” del CNE de suministro 2001.

Sugerencia 2: Considerar para el caso de redes de mediatensión del sector típico 1, criterios de adaptación para elcumplimiento de distancias mínimas de seguridad paracalles con anchos menores a 12 metros, precisando quepara calles con anchos entre 8 y 12 m., se considere el

uso de redes autoportantes y para calles con anchos me-nores a 8 m, redes subterráneas.

Sugerencia 3: Considerar que para el caso de subestacio-nes de distribución ubicadas en zonas históricas o monu-mentales, o en calles con anchos menores a 12 m, se apli-que los criterios de las zonas de alta densidad.

Sugerencia 4: Considerar para el caso de redes secunda-rias ubicadas en zonas históricas o monumentales se apli-que los criterios de las zonas de alta densidad.

4.9.2 Análisis 1, 2, 4 y 5

En lo referente a la primera sugerencia, el OSINERG reco-nocerá criterios de adaptación para zonas históricas ymonumentales en el sector típico 1 (zonas de media y bajadensidad). Para tal fin, el reconocimiento de redes subte-rráneas adaptadas dentro de dichas zonas sólo se haráefectivo, cuando éstas se encuentren instaladas; caso con-trario se reconocerá la instalación de red aérea adaptada.

En el caso de la segunda sugerencia, el OSINERG consi-derará criterios especiales para el cumplimiento de distan-cias mínimas de seguridad, en calles con anchos menoresa 12 metros para el sector típico 1 (zonas de media y bajadensidad), reconociéndose sólo aquellos cables autopor-tantes o redes subterráneas adaptadas que la empresahaya instalado.

En el caso de la tercera sugerencia, el OSINERG consi-derará criterios especiales para el sector típico 1 (zonasde media y baja densidad), para el caso de subestacio-nes ubicadas en zonas históricas y monumentales, re-conociéndose sólo aquellas subestaciones compactaspedestal y bóveda que la empresa haya instalado. En elcaso de subestaciones ubicadas en calles con anchosmenores a 12 metros, se podrá utilizar subestacionescompactas, siempre y cuando, las subestaciones aéreasno cumplan con las distancias mínimas de seguridad yla correspondiente subestación compacta se haya ins-talado.

En el caso de la cuarta sugerencia, el OSINERG conside-rará criterios especiales para el caso de redes de baja ten-sión instaladas en zonas históricas y monumentales, parael sector típico 1 (zonas de media y baja densidad), reco-nociéndose sólo aquellas redes subterráneas, que la em-presa haya instalado.

Por lo mencionado, se acoge parcialmente la sugerenciade Luz del Sur, haciéndose las precisiones y modificacio-nes pertinentes en la norma.

4.9.3 Comentario 3

Tema: Equivalencias de conductores de la red MT.

Comentario: Señala que en las tablas de equivalencias dela red MT, no se encuentran las equivalencias entre cablesy conductores de MT con cables autoportantes de cobre yaluminio.

Sugerencia: Modificar las tablas de equivalencias de ca-bles y conductores para la red MT, con los valores pro-puestos y sustentados por Luz del Sur, en documento ad-junto.”

4.9.4 Análisis 3

El OSINERG ha verificado la propuesta presentada por laempresa Luz del Sur, con relación a las equivalencias en-tre conductores y cables de MT, con cables autoportantes,la cual es concordante con el criterio de capacidad de co-rriente utilizado por el OSINERG. Con relación a las equi-valencias (calibres adicionales) entre cables autoportan-tes de Al y Cu con conductores y cables de MT, éstas seencuentran conformes con el criterio señalado, salvo entres casos.



4.9.5 Comentario 6

Tema: Equivalencias de conductores de la red BT.

Comentario: Señala que los valores de la tabla de equiva-lencias de la red BT propuestos por Luz del Sur en docu-mento adjunto, cumplen con los criterios de caída de ten-sión y pérdidas, considerados por OSINERG en el año2001.

Sugerencia: Modificar las tablas de equivalencias de ca-bles y conductores para la red BT, con los valores propues-tos y sustentados por Luz del Sur, en documento adjunto.

4.9.6 Análisis 6

El OSINERG ha verificado la propuesta presentada por laempresa Luz del Sur, con relación a las equivalencias en-tre conductores de baja tensión, la cual es concordantecon el criterio de caída de tensión utilizado por el OSINERG,solo en uno de los casos propuestos. Al igual que en regu-laciones anteriores, no se ha considerado el criterio depérdidas.


4.10 SEAL

SEAL remitió sus comentarios vía correo electrónico el 10/12/2004.

4.10.1 Comentario 1 referido a los sectores típicos 2, 3y 4

Tema: Equivalencias de conductores de la red MT.

Comentario: Señala que los valores de la tabla de equiva-lencias de la red MT propuestos por SEAL en documentoadjunto, cumplen con los criterios de máxima capacidadde carga y nivel de carga variable.

Sugerencia: Modificar las tablas de equivalencias de ca-bles y conductores, para el sector típico 2, 3 y 4, con losvalores propuestos y sustentados por SEAL en documen-to adjunto.

4.10.2 Análisis 1 referido a los sectores típicos 2, 3 y 4

El OSINERG ha verificado la propuesta presentada por laempresa SEAL, con relación a la modificación de equiva-lencias entre conductores y cables de MT, la cual no esconcordante con el criterio de capacidad de corriente utili-zado por el OSINERG, utilizado en previas regulaciones yaceptadas por las empresas de distribución.

Por lo mencionado, no se acoge la sugerencia de SEAL.

4.10.3 Comentario 2 referido a los sectores típicos 2, 3y 4

Tema: Equipos de Protección y Seccionamiento.

Comentario: Señala que en el proyecto de norma, no tomaen cuenta el uso de seccionadores bajo carga en la redaérea MT, los cuales son utilizados por SEAL en la opera-ción y mantenimiento de la red aérea de media tensión,para optimizar la calidad de suministro.

Sugerencia: Considerar dentro de los criterios de adapta-ción de la red aérea de media tensión, los seccionadoresbajo carga, para el sector típico 2, 3 y 4.

4.10.4 Análisis 2 referido a los sectores típicos 2, 3 y 4

El concepto de Valor Nuevo de Reemplazo comprende elreconocimiento de instalaciones técnica y económicamen-te eficientes, como una señal para la renovación de las ins-talaciones de distribución eléctrica existentes y para la ex-pansión de las mismas. De acuerdo a este conceptos seacepta considerar el uso de seccionadores bajo carga enla red aérea, en forma limitada en los sectores 1 y 2, enaquellos puntos donde su utilización sea justificada plena-mente por criterios de operación, relacionados al manteni-

miento y a la calidad de suministro, determinado por la fre-cuencia de interrupciones y la duración máxima de las mis-mas, a la que se refiere la norma correspondiente.

Por lo mencionado, se acoge la sugerencia de SEAL, ha-ciéndose las precisiones y modificaciones pertinentes enla norma.

4.10.5 Comentario 3 referido al sector típico 2


Comentario: Señala que, teniendo la ciudad Arequipa zo-nas monumentales e históricas reconocidas por Organis-mos Internacionales, se debe considerar los criterios deadaptación correspondientes.

Sugerencia: Considerar se incluya los criterios de adapta-ción para zonas monumentales o considerar los criteriosdel sector típico 1.

4.10.6 Análisis 3 referido al sector típico 2



4.10.7 Comentario 4 referido al sector típico 2

Tema: Proporción de redes subterráneas sobre el total deredes de baja tensión.

Sugerencia: Sin efectuar ningún comentario, solicita quedentro de los criterios de adaptación del Sector Típico 2para el caso de redes subterráneas, se consideren los por-centajes de longitud total reconocidos para SEAL en la re-gulación tarifaria 2001-2005.

4.10.8 Análisis 4 referido al sector típico 2

El OSINERG reconoce redes subterráneas de baja tensión,cuando se comprueba la existencia de las mismas pero hastaun tope de 2%, debido a que técnica y económicamente, eluso de redes aéreas protegidas cumplen con los requeri-mientos de seguridad establecidos por las normas vigentes.Este criterio fue empleado para la adaptación de los siste-mas eléctricos del sector típico 2, incluidos los de SEAL,por lo cual su sugerencia está considerada.

4.10.9 Comentario 3 referido a los sectores típicos 3y 4

Tema: Utilización de factor KALP vigente.

Comentario: Señala que los criterios considerados en elproyecto de norma para las instalaciones de alumbradopúblico, no guardan relación con lo dispuesto en la R.M.185-2003-EM/DM, referido a los factores KALP para el cál-culo del porcentaje máximo de facturación por el serviciode alumbrado público.

Sugerencia: Considerar para las instalaciones de alumbradopúblico los factores de la DGE/MEM publicados en la R.M.185-2003-EM/DM.

4.10.10 Análisis 3 referido a los sectores típicos 3 y 4



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norma “guía de elaboración del valor nuevo de … · subestaciones elevadoras/reductoras (sólo...

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