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/G50/GE1/G67/G2E/G20 /G33/G30/G34/G36/G39/G38 /G4E/G4F/G52/G4D/G41/G53/G20/G4C/G45/G47/G41/G4C/G45/G53 Lima, lunes 21 de noviembre de 2005 - Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. - Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los ServiciosPúblicos. - Reglamento de la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, aprobado por Decreto SupremoNº 042-2005-PCM. - Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado porDecreto Supremo Nº 054-2001-PCM. - Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General. - Decreto Supremo 029-94-EM.- Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas. - Resolución Ministerial Nº 263-2001-EM/VME.- Reglamento de Seguridad e Higiene Ocupacional del Subsector Electricidad. - Resolución Ministerial Nº 366-2001-EM/VME.- Código Nacional de Electricidad-Suministro. - Reglamento Nacional de Construcciones.- Decreto Supremo Nº 020-97-EM.- Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE). - Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE.- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en TiempoReal de los Sistemas Interconectados (NTCOTR). En todos los casos, se incluyen las normas modificatorias, complementarias y conexas a losdispositivos citados; y las normas que los modifiquen o sustituyan. Artículo 3º.- Definiciones En lo que corresponda, son aplicables para la presente norma las definiciones establecidas en la norma “Criterios,Metodología y Formularios para la presentación de Propuestas Tarifarias de los Sistemas Secundarios de Transmisión”, aprobada mediante la Resolución OSINERGNº 165-2005-OS/CD, la misma que fue publicada en elDiario Oficial El Peruano, el 19 de julio de 2005. Artículo 4º.- Consideraciones Generales 4.1. Los módulos estándar se diseñan sobre la base de lo establecido en el Código Nacional de Electricidad -Suministro 2001 (CNE). De manera supletoria, donde nose contradiga con el CNE, se aplica lo establecido en lasversiones vigentes de las normas de la International Electrotechnical Commission (en adelante “IEC”), u otras normas en tanto no se contradigan a las dos primeras. 4.2. La selección de los módulos estándar de línea, que se apliquen para la valorización de un SistemaEconómicamente Adaptado (SEA), requieren de unmínimo de cálculos a ser presentados como sustento, tales como la capacidad de corriente del conductor, aislamiento, el peso de las torres o dimensiones de lospostes y las cargas sobre las fundaciones. 4.3. La selección de los módulos estándar de celdas y equipos de subestaciones que se apliquen para lavalorización de un SEA, requieren del sustento de la definición del tipo de cada subestación seleccionada, así como del cálculo del grado de confiabilidad para definir elsistema de barras, y el nivel de corriente de cortocircuitopara la definición de la red de puesta a tierra profunda. 4.4. Para la valorización de los módulos estándar se emplean costos promedio de equipos y materiales de los últimos 4 años, a rendimientos óptimos de acuerdo a su nivel de tensión, altitud, tipo de terreno y ubicación. TÍTULO II MÓDULOS ESTÁNDAR DE LÍNEAS, SUBESTACIONES, CENTRO DE CONTROL Y TELECOMUNICACIONES CAPÍTULO PRIMERO Líneas de Transmisión Artículo 5º.- Consideraciones 5.1. Los módulos estándar de líneas de transmisión se establecen considerando un tramo representativo deacuerdo al nivel de tensión y tipo de zona (rural, urbana) con un número medio de ángulos, vano promedio óptimosegún la preselección del tipo y altura media de estructuras(para terreno plano, ondulado y accidentado), aislamientoy dimensiones básicas de acuerdo a las condicionesgeográficas y climatológicas preestablecidas para cada módulo y a lo especificado en el CNE. 5.2. Para el caso del módulo estándar de líneas subterráneas se considera una longitud representativade 4 km. Artículo 6º.- Niveles de Tensión Se consideran los siguientes niveles de tensión: para Muy Alta Tensión (MAT) 220 kV y 138 kV; y para AltaTensión (AT) 60 kV y 33 kV. Artículo 7º.- Conductor 7.1. Se consideran los siguientes materiales: 7.1.1. Aleación de aluminio AAAC (All Aluminum Alloy Conductor) para costa, selva alta y sierra con altitudmenor a 3 000 msnm. Para zonas de la costa con muyalta contaminación salina, debidamente comprobada,se puede emplear aleación de aluminio engrasado (seutilizará para este último caso la nomenclatura AAACE). 7.1.2. ACAR (Aluminum Conductor Alloy Reinforced) para la selva baja. 7.1.3. ACSR (Aluminum Conductor, Steel Reinforced) para líneas con presencia de hielo mayor a 12 mm; esdecir, con altitudes mayores a 3000 msnm. 7.1.4. Cobre para cables subterráneos. 7.1.5. Se tiene en cuenta que el conductor seleccionado debe cumplir niveles permisibles decapacidad de corriente (no más de 75ºC en elconductor), así como efecto corona por gradientesuperficial a un valor límite de 16 kV rms/cm (desde60 kV). Adicionalmente, se deberán verificar los siguientes valores límites al borde del derecho de paso para las líneas de 138 kV y 220 kV en zonasurbanas: Radio interferencia (RI) : 40 dbu Video interferencia (TVI) : 51 dbu Ruido audible (RA) : 52 dbA Gradiente de Campo : 2 kV/m. Artículo 8º.- Estructuras Soporte 8.1. Para líneas costeras en zonas rurales con acceso o de pampa, se considera el uso de postes demadera. Con uso de retenidas para los de anclaje yángulo. 8.2. Para líneas urbanas, se considera el uso de postes de concreto y acero (estos últimos donde no pueda emplearse retenidas). 8.3. Para el caso de líneas urbanas, ubicadas en áreas expuestas a contaminación severa, se considerael uso de postes de madera tratada y acero (estosúltimos donde no pueda emplearse retenidas). 8.4. Para líneas de sierra y selva, en zonas rurales, con topografía accidentada o sin acceso, se considera el uso de torres de celosía. 8.5. Para líneas de sierra en zonas rurales de pampa, en tanto y en cuanto existan medios para el transporte,se considera el uso de postes de madera. Artículo 9º.- Aislamiento 9.1. En las líneas ubicadas en zonas costeras (< 1 000 msnm) se considera cadenas de aisladores poliméricos; en el resto, cadenas de aisladores deporcelana o vidrio. 9.2. Para el dimensionamiento del aislamiento, en las zonas costeras se considera solamente elresultado del cálculo de aislamiento por línea de fuga, mientras que para las zonas de sierra (> 1 000 msnm) se aplica el mayor valor resultante del cálculo deaislamiento por sobretensión de maniobras a