Norma Técnica Colombiana NTC 5001 - Qualidade da Potência Elétrica

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NORMA TÉCNICA NTC 
COLOMBIANA 5001 
 
 
2008-05-28 
 
 
 
 
CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA. 
LÍMITES Y METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN EN 
PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
E: ELECTRIC POWER QUALITY. LIMITS AND EVALUATION 
METHODOLOGY IN A COMMON CONNECTION POINT. 
 
 
 
CORRESPONDENCIA: 
 
 
DESCRIPTORES: calidad de la potencia eléctrica; punto 
de conexión común; suministro de 
energía; potencia eléctrica; potencia 
eléctrica - metodología de evaluación; 
potencia eléctrica – valores de 
referencia. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
I.C.S.: 29.240.20 
 
Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) 
Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. (571) 6078888 - Fax (571) 2221435 
 
 
Prohibida su reproducción Editada 2008-06-10 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PRÓLOGO 
 
 
 
El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo 
nacional de normalización, según el Decreto 2269 de 1993. 
 
ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental 
para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el 
sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en 
los mercados interno y externo. 
 
La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica 
está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último 
caracterizado por la participación del público en general. 
 
La NTC 5001 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2008-05-28. 
 
Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en 
todo momento a las necesidades y exigencias actuales. 
 
A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a 
través de su participación en el Comité Técnico 129 Calidad de la energía eléctrica. 
 
ACEGRASAS ALIANZA TEAM 
ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE INGENIEROS 
ELÉCTRICOS Y MECÁNICOS –ACIEM– 
ASOCIACIÓN NACIONAL DE INDUSTRIALES 
–ANDI– 
CENTRO INTERNACIONAL DE FÍSICA –CIF– 
CERROMATOSO 
CODENSA S.A. ESP 
COLCERÁMICA 
COMPAÑIA AMERICANA DE MULTISERVICIOS 
–CAM– 
ECOENERGÍA 
ELECTRIFICADORA DE BOYACÁ S.A. ESP 
–EBSA– 
ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. ESP 
–ELECTRICARIBE– 
EMPRESA COLOMBIANA DE PETRÓLEOS 
–ECOPETROL– 
EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO S.A. 
ESP –EPSA– 
EMPRESA ELECTRIFICADORA DE 
CUNDINAMARCA S.A. ESP –EEC– 
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN S.A. ESP 
ENERGÍA, SISTEMAS Y COMUNICACIONES S.A. 
–ENSICOM– 
GENERACIÓN ELÉCTRICA DE COLOMBIA 
–GENELEC– 
GESTIÓN INTEGRAL ENERGÉTICA S.A. 
–GIE– 
IESAUCEDO 
ISAGEN 
LEVITON 
P&Q LTDA. 
SCHNEIDER ELECTRIC 
SEGURIDAD ELÉCTRICA 
SEMGER 
SIEMENS 
SISTELEC LTDA. 
UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE 
–UAO– 
UNIVERSIDAD DE LA SALLE 
UNIVERSIDAD DEL VALLE 
UNIVERSIDAD DISTRITAL 
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER 
–UIS– 
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA 
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA 
–UPB– 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las 
siguientes empresas: 
 
AC INGENIERÍA ELÉCTRICA LTDA. 
APPLUS NORCONTROL COLOMBIA 
ASEA BROWN BOVERI –ABB– 
AUTOMATIZACIÓN AVANZADA S.A. 
CELSA 
COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA Y 
GAS –CREG– 
CONVERTIDORES DE ENERGÍA 
COVIANDES 
CUMMINS DE LOS ANDES 
D&P INGENIERIA LTDA. 
DIMONT 
E – SOLUTIONS 
ELÉCTRICOS INTERNACIONAL LTDA. 
ELECTRONICS DEVICE COMPANY S.A. 
–EDEC– 
ELGSIS LTDA. 
EMGESA 
EMINCCO LTDA. 
EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI 
–EMCALI– 
EMRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. 
ESP –EEB– 
ERASMUS LTDA. 
FUNDACIÓN SANTAFÉ 
FYR INGENIEROS LTDA. 
GERS 
GIMETRIC 
GLOBAL CROSSING 
I+D INGENIERÍA 
INADISA 
INCOMELEC 
INELEC INTERNATIONAL 
INESSMAN LTDA. 
KEMA 
MEDER S.A. 
MEGA ASISTENCIA LTDA. 
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA 
NAYCA 
NIVER S.A. 
OBRAS Y DISEÑOS S.A. 
 
 
ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados 
normas internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados. 
 
 DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN
 
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CONTENIDO 
 
 
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1. OBJETO ............................................................................................................................1 
 
 
2. REFERENCIAS NORMATIVAS .......................................................................................1 
 
 
3. DEFINICIONES .................................................................................................................1 
 
 
4. ABREVIATURAS .............................................................................................................6 
 
 
5. CLASIFICACIÓN .............................................................................................................7 
 
 
6. MÉTODOS DE MEDIDA ..................................................................................................7 
 
6.1 MEDIDAS CLASE A .........................................................................................................8 
 
6.2 MEDIDAS CLASE B .........................................................................................................8 
 
 
7. PERTURBACIONES DE CALIDAD DE POTENCIA.......................................................9 
 
7.1 VARIACIONES DE TENSIÓN DE ESTADO ESTABLE .................................................9 
 
7.2 HUNDIMIENTOS (Sags).................................................................................................10 
 
7.3 ELEVACIONES (Swells) ...............................................................................................12 
 
7.4 VARIACIONES DE TENSIÓN DE LARGA DURACIÓN (SUBTENSIONES 
Y SOBRETENSIONES) ..................................................................................................15 
 
7.5 DESBALANCE DE TENSIÓN ........................................................................................17 
 
7.6 FLICKER .........................................................................................................................18 
 
7.7 INTERRUPCIONES DE CORTA DURACIÓN (DURACIÓN < 1 MIN)..........................20 
 
7.8 INTERRUPCIONES DE LARGA DURACIÓN (DURACIÓN ≥ 1 MIN) ..........................21 
 
7.9 ARMÓNICOS DE TENSIÓN...........................................................................................22 
 
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7.10 ARMÓNICOS DE CORRIENTE .....................................................................................24 
 
7.11 MUESCAS DE TENSIÓN (Notches) .............................................................................27 
 
7.12 VARIACIONES DE FRECUENCIA ................................................................................29 
 
7.13 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS ..........................................................................30 
 
 
ANEXOS 
 
ANEXO A (Informativo) 
VALORES INDICATIVOS DE SAGS .........................................................................................32 
 
ANEXO B (Informativo) 
CARTAS DE HUNDIMIENTOS (SAGS).....................................................................................34 
 
ANEXO C (Informativo) 
EJEMPLOS DE CURVAS DE INMUNIDAD...............................................................................37 
 
ANEXO D (Informativo) 
VALORES DE REFERENCIA PARA DETECCIÓN DE HUNDIMIENTOS O 
ELEVACIONES EN TENSIÓN....................................................................................................40 
 
ANEXO E (Informativo) 
EJEMPLO DE EVALUACIÓN DE ARMÓNICOS EN CORRIENTE .........................................42 
 
ANEXO F (Informativo) 
INDICADORES ADICIONALES DE CALIDAD DE ENERGÍA EN EL USUARIO FINAL........49 
 
 
FIGURAS 
 
Figura 1. Descripción del hundimiento (SAG) .......................................................................10 
 
Figura 2. Descripción elevación de tensión (Swells) ............................................................13Figura 3. Descripción de una muesca de tensión .................................................................28 
 
 
TABLAS 
 
Tabla 1. Clasificación de perturbaciones de calidad de potencia según su duración .......8 
 
Tabla 2. Porcentaje máximo de desbalance de tensión .......................................................18 
 
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Tabla 3. Valores de referencia del Plt......................................................................................19 
 
Tabla 4. Valores de referencia de THD....................................................................................24 
 
Tabla 5. Valores límite de distorsión de corriente armónica individual (Di) y de 
distorsión total de demanda (TDD) en Porcentaje de la corriente de carga (IL) 
(Armónicos Impares).................................................................................................................27 
 
Tabla 5. Límites de distorsión ..................................................................................................29 
 
Tabla 6. Valores de referencia de variaciones de frecuencia...............................................30 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INTRODUCCIÓN 
 
 
Las políticas que el Estado colombiano ha promulgado a partir de la Constitución de 1991 
sobre la prestación de los servicios públicos domiciliarios han estimulado la creación de nuevos 
marcos legales y regulatorios. Para el servicio de Energía Eléctrica existe un nuevo esquema y 
nuevas regulaciones generadas a partir de Ley 143 de 1994, conocida como Ley Eléctrica, que 
implican un replanteamiento de la filosofía de prestación del servicio. La introducción de un 
ambiente de competencia y de figuras como la de usuarios no regulados significan que las 
condiciones en que se está dando la relación Proveedor - Usuario son mucho más exigentes 
para las empresas del sector energético, obligándolas a incentivar en su ámbito institucional 
una nueva cultura de servicio y para el usuario un cambio de actitud frente al servicio de 
energía que es prestado. 
 
Por otra parte, el elevado desarrollo y utilización de equipo electrónico altamente sensible a las 
perturbaciones electromagnéticas tales como dispositivos de electrónica de potencia, 
controladores basados en microprocesadores y en general el uso de dispositivos que 
presentan un comportamiento no lineal ante las ondas de tensión y corriente, ha incrementado 
la atención de los consumidores y suministradores en lo concerniente a la calidad de la señal 
de tensión y de corriente. Este nuevo marco de referencia implica que la calidad de la energía 
eléctrica vaya más allá de la continuidad en el suministro de energía e involucre parámetros 
como amplitud, frecuencia y forma de onda de las señales de tensión y corriente. 
 
En general los parámetros de amplitud, frecuencia y forma de onda pueden ser desviados de 
sus condiciones ideales ante la presencia de perturbaciones electromagnéticas, entendidas 
como cualquier fenómeno que pueda degradar el funcionamiento de un dispositivo, equipo o 
sistema eléctrico, electrónico o de comunicaciones. Estas pueden ser clasificadas según su 
origen en: 
 
Naturales, tales como las producidas por las descargas eléctricas atmosféricas, las descargas 
electrostáticas y las radiaciones naturales. 
 
Provocadas o artificiales, cuando se originan como consecuencia del funcionamiento de otros 
dispositivos o sistemas eléctricos. Maniobras, Fallas, Radiaciones de radio y TV, cargas no 
lineales, Puestas a Tierra. 
 
La interferencia producida por dichas perturbaciones se ha asociado tradicionalmente a 
fenómenos de radiación o conducción de campos electromagnéticos, pero existen también una 
gran variedad de equipos y sistemas que pueden generar interferencia electromagnética en 
forma de armónicos, transitorios, fluctuaciones de tensión y emisión de campos 
electromagnéticos, que eventualmente pueden ser conducidos e inyectados a las redes de 
suministro de energía eléctrica. 
 
Adicionalmente, existe una estrecha relación entre la Compatibilidad Electromagnética1 y la 
calidad de la potencia eléctrica. Aunque, tradicionalmente, la primera ha sido asociada con 
 
1 La Compatibilidad Electromagnética está definida por la norma internacional IEC 61000-1 como la capacidad 
de un dispositivo, equipo o sistema eléctrico, electrónico o de comunicaciones para operar satisfactoriamente 
en su entorno electromagnético. 
 
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equipos electrónicos y la segunda con las redes de suministro de energía eléctrica, ambos 
conceptos son claves para la consecución de un satisfactorio desempeño de dispositivos, 
equipos y sistemas eléctricos, electrónicos o de comunicaciones que interactúan 
constantemente. 
 
Finalmente los problemas de la Calidad de la Energía Eléctrica afectan, en definitiva, al usuario 
final. Sin embargo, es importante comprender que existen varios actores involucrados en la 
generación, propagación y solución de perturbaciones: empresas de energía, fabricantes de 
equipos, centros de investigación, consultores, organismos de supervisión y control e 
instituciones de planeación, regulación y normalización que para el caso colombiano está 
representado a través del Instituto Colombiano de Normas Técnicas – ICONTEC. 
 
 
 
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CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA. 
LÍMITES Y METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN 
EN PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN 
 
 
 
 
 
 
 
 
1. OBJETO 
 
Esta norma establece las metodologías de evaluación y los valores de referencia de los 
parámetros asociados a la calidad de la potencia eléctrica en el punto de conexión común entre 
el operador de red y el usuario para todos los niveles de tensión, bajo condiciones normales de 
operación. 
 
Es importante aclarar que los valores de referencia presentados en este documento establecen 
las condiciones, dentro de las cuales se espera que se encuentren los parámetros del 
suministro de energía eléctrica, para considerar que la calidad de la potencia sea aceptable. 
 
Esta norma no aplica en las condiciones excepcionales no controlables tales como: 
 
- Condiciones climáticas excepcionales y catástrofes naturales. 
 
- Hechos y acciones civiles que no tengan que ver con la operación del sistema eléctrico 
provenientes de terceros. 
 
- Decisiones gubernamentales. 
 
- Acciones de saboteo. 
 
- y otras de caso fortuito y fuerza mayor. 
 
 
2. REFERENCIAS NORMATIVAS 
 
Los siguientes documentos normativos referenciados son indispensables para la aplicación de 
este documento normativo. Para referencias fechadas, se aplica únicamente la edición citada. 
Para referencias no fechadas, se aplica la última edición del documento normativo referenciado 
(incluida cualquier corrección). 
 
IEEE Std 519-1992, Recommeded Practices and Requirements for Harmonics Control in 
Electrical Power Systems. 
 
IEC 1000-3-6, Assessment of Emission Limits for Distorting Loads in MV and HV Power 
Systems. 1996. 
 
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2
 
CENELEC EN50160:1994, Voltage Characteristics Of Electricity Supplied by Public Distribution 
Systems. 
 
HYDRO-QUEBEC, Characteristics and Target Values of the Voltage Supplied by Hydro-Quebec 
Medium and Low Voltage System, 2001. 
 
HYDRO-QUEBEC, Characteristics and Target Values of the Voltage Supplied by Hydro-Quebec 
Transmision System, 1999. 
 
NATIONAL ELECTRICITY REGULATOR SOUTH AFRICA NRS 048-2:1996. Electricity Spply-
Quality of Supply. Minimun Standards. 
 
IEC 61000-4-7:1993, Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4: Técnicas de ensayo y de 
medida. Numeral 7: Guía general relativa a las medidas de armónicos y de interarmónicos, así 
como al equipo de medida, aplicable a las redes de distribución y a los aparatos a ellas 
conectados (véase la norma CE11000-4-7:1991). 
 
IEC 61000-2-2:1993, Compatibilidad electromagnética(CEM). Parte 2: Enromo. Numeral 2: 
Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas a baja frecuencia y la transmisión 
de señales por las redes de suministro público en baja tensión (véase la norma CE11000-2-2:1990). 
 
REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Comisión de Regulación de 
Energía y Gas. 1998. 
 
 
3. DEFINICIONES 
 
Para los propósitos de esta norma, además de las definiciones establecidas en la NTC 5000, 
se deben utilizar las siguientes: 
 
3.1 Armónicos característicos. Son aquellos armónicos particulares producidos por una 
carga no lineal en condiciones normales de operación. Por ejemplo, los armónicos 
característicos de un equipo convertidor semiconductor de seis pulsos, son los armónicos 
impares no triples (de orden 5, 7, 11, 13, etc). 
 
h = kq ± 1 
 
k = cualquier número entero 
 
q = número de pulso del convertidor. 
 
3.2 Armónicos no característicos. Son aquellos armónicos producidos por cargas no lineales, 
pero no en condiciones normales de operación. Por ejemplo en un convertidor semiconductor, 
pueden ser un resultado de frecuencias de pulso; una demodulación de los armónicos 
característicos y las frecuencias fundamentales; o un desequilibrio en el sistema de 
alimentación, ángulo de retraso asimétrico o la operación de cicloconvertidor. 
 
3.3 Baja tensión (BT). Nivel de tensión utilizado para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz 
nominal es menor o igual a 1 kV. (Véase la norma VEI 151-15-03). 
 
3.4 Calidad de potencia. Conjunto de características de la electricidad en un punto dado de un 
sistema de potencia en un momento determinado, que permiten satisfacer las necesidades 
requeridas por el usuario de la electricidad. Estas características son evaluadas con respecto a 
un conjunto de parámetros técnicos de referencia. 
 
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3
 
3.5 Carga no lineal. Una carga eléctrica cuya característica tensión/corriente es no lineal, es 
decir que la señal de corriente no sigue la misma forma de onda de la señal de tensión, de la 
cual se está alimentando la carga. 
 
Algunos de los efectos adversos de cargas no lineales concentradas en un sistema eléctrico son: 
 
- La distorsión de voltaje dentro de las instalaciones eléctricas. 
 
- Las corrientes excesivas por el conductor de neutro. 
 
- Altos niveles tensión entre neutro y tierra. 
 
- Sobrecalentamiento en transformadores 
 
- Grandes campos magnéticos irradiados desde transformadores. 
 
- Reducción en la capacidad de distribución 
 
- Penalización por bajo factor de potencia 
 
3.6 Componente armónica. Señal senoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la 
frecuencia fundamental. Las componentes armónicas pueden ser evaluadas de dos: 
 
- Individualmente, según su amplitud relativa Vh con relación a la componente fundamental 
V1, donde h representa el orden del armónico. 
 
- Globalmente, es decir, según el valor de la tasa de distorsión armónica total THD 
calculada utilizando la fórmula siguiente: 
 
 
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
= ∑
=
40
2
2
h
hVTHD 
 
 
NOTA Las tensiones armónicas de la red de alimentación son principalmente debidas a cargas no lineales 
conectadas a todos los niveles de tensión de la red de alimentación. Las corrientes armónicas que circulan a través 
de las impedancias del circuito dan lugar a tensiones armónicas. Las corrientes armónicas, las impedancias de la red 
y por consiguiente las tensiones armónicas en los puntos de suministro varían en el tiempo. 
 
3.7 Componente interarmónica. Componente senoidal de una cantidad periódica senoidal 
cuya frecuencia se sitúa entre las frecuencias de los armónicos, es decir, cuya frecuencia no es 
un múltiplo entero de la frecuencia fundamental 
 
NOTA Tensiones interarmónicas que tengan frecuencias muy próximas pueden aparecer al mismo tiempo 
formando entonces un espectro de banda ancha. 
 
3.8 Condiciones normales de operación. Condiciones de tensión, corriente y frecuencia que 
permiten atender la demanda del sistema, las maniobras en la red y la eliminación de fallas, en 
ausencia de condiciones de fuerza mayor. 
 
3.9 Corriente de Demanda máxima. Es el valor máximo de corriente R.M.S., de todas las 
fases, agregada en intervalos de 10 min. En un periodo de evaluación de mínimo una semana. 
 
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4
 
3.10 Corriente de cortocircuito. Para propósito de esta norma, es la mínima corriente de corto 
circuito trifásica que se tenga disponible para hacer la evaluación en el punto de conexión 
común (amperios rms). En el caso de un usuario monofásico se debe utilizar la corriente de 
corto monofásica 
 
3.11 Desbalance de tensión. En un sistema polifásico, es el estado en el cual el valor eficaz 
de las tensiones de las fases o los ángulos entre fases consecutivas no son todos iguales. (VEI 
161-08-09) 
 
3.12 Elevación (SWELL): aumento brusco de la tensión de alimentación a un valor situado, por 
encima del 110 % de la tensión declarada Vc seguida del restablecimiento de la tensión 
después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, esta variación de corta duración dura entre 
medio ciclo a 1 min. 
 
3.13 Frecuencia de la tensión de alimentación. Tasa de repetición de la componente fundamental 
de la tensión de alimentación, medida durante un intervalo de tiempo dado. (VEI 101-14-50) 
 
3.14 Fluctuación de tensión. Serie de cambios en la tensión o variaciones continuas de la 
tensión eficaz o en el valor pico de la tensión. (Véase la norma VEI 161-08-05) 
 
3.15 Flicker. Impresión de inestabilidad de la percepción visual inducida por un estímulo de luz 
cuya luminancia o distribución espectral varía en el tiempo. (Véase la norma VEI 161-08-13) 
 
NOTA Las fluctuaciones de tensión provocan variaciones de luminancia del alumbrado, lo que produce el 
fenómeno ocular llamado parpadeo. Por encima de un cierto umbral el parpadeo se vuelve molesto, esta molestia 
aumenta rápidamente con la amplitud de la fluctuación. Para ciertas tasas de repetición, amplitudes incluso débiles 
pueden resultar molestas. 
 
3.16 Hundimiento (SAG). Disminución brusca de la tensión de alimentación a un valor situado, 
entre el 90 y el 10 % de la tensión declarada Vc seguida del restablecimiento de la tensión 
después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, esta variación de corta duración dura entre 
medio ciclo a 1 min. (Véase la norma VEI 161-08-10) 
 
3.17 Interrupción de alimentación. Es un evento de caída de tensión por debajo del 10 % de 
la tensión declarada Vc. 
 
Una interrupción de alimentación puede ser clasificada como: 
 
- Programada, cuando los clientes son informados con antelación para permitir la 
ejecución de trabajos programados en la red de distribución. 
 
- Accidental, cuando la interrupción es provocada por fallas permanentes o transitorias, la 
mayoría de las veces ligadas a sucesos externos o averías. Una interrupción accidental 
puede ser clasificada como: 
 
- Interrupción larga (mayor a un (1) min) provocada por una falla permanente, o 
 
- Interrupción corta (menor o igual a un (1) min) provocada por una falla transitoria. 
 
3.18 Media tensión (MT). Nivel de tensión utilizado para el suministro eléctrico, cuyo valor 
eficaz nominal está comprendido entre 1 kV y 62 kV. 
 
3.19 Medida Clase A. Este tipo de medida es usada cuando se requieren tomar medidas 
precisas como en el caso de aplicaciones contractuales, verificación contra valores normativos 
o solución de reclamaciones o controversias contractuales. 
 
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5
 
3.20 Medida Clase B. Este tipo de medida es usada en aplicaciones de diagnóstico de 
instalaciones, para estudios estadísticos u otras aplicaciones en donde no se requiere un alto 
nivel de precisión. 
 
3.21 Método de agregación. El método o algoritmo de agregación es un procedimiento que 
considera las variaciones de los valores medidos en un intervalo de registro correspondiente a 
un período de agregación (por ejemplo 10 min o 15 min). Cada intervalo de registrode 10 min 
está conformado por 3000 ventanas de medida de 13 ciclos cada una (@ 60Hz). La agregación 
de las medidas se hace calculando la raíz media cuadrática de los valores eficaces de cada 
ventana de medida. 
 
3.22 Operador de Red (OR). Es la persona o entidad encargada de la planeación, expansión, 
inversión, operación y mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional 
(STR) o Sistema de Distribución Local (SDL). 
 
3.23 Período de agregación. Periodo de tiempo durante el cual se aplica el método de 
agregación, utilizado para registrar las diferentes variables de estado estable de calidad de 
potencia eléctrica. Para propósitos de esta norma el periodo de agregación será de 10 min. 
 
3.24 Período de medida. Es el período de tiempo durante el cual se realizan las mediciones de 
los diferentes parámetros de calidad de potencia de manera ininterrumpida. Para propósitos de 
esta norma el período de medida será de al menos una semana. 
 
3.25 Perturbación conducida. Fenómeno electromagnético propagado a lo largo de los 
conductores de las líneas de una red eléctrica. 
 
En ciertos casos, este fenómeno electromagnético se propaga a través de los arrollamientos de 
los transformadores y, por lo tanto, en redes de diferentes niveles de tensión. Estas 
perturbaciones pueden degradar las prestaciones de un aparato, de un equipo o de un sistema, 
o provocar daños. 
 
3.26 Percentil 95 %. El percentil 95 % es un valor estadístico extraído de una muestra de 
datos para el cual la probabilidad de que se presenten valores en la muestra inferiores o 
iguales a este estadístico es del 95 %, o visto de otra forma, se tiene una probabilidad del 95 % 
de encontrar en la muestra valores inferiores o iguales al percentil 95 %. 
 
3.27 Punto de conexión común (PCC). Es el punto de conexión individual entre el SDL o el 
STR y el usuario final (el punto de medida de energía). 
 
3.28 Relación de corto-circuito (Isc/IL). Es la relación de la corriente de cortocircuito en el 
punto de conexión común (PCC), a la corriente de demanda máxima. 
 
3.29 Severidad del Flicker. Intensidad de la molestia provocada por el parpadeo definida por 
el método de medida que se encuentra en el norma IEC 61000 – 4 – 15 del Flicker y evaluada 
según las cantidades siguientes: 
 
- Severidad de corta duración (Pst) medida en un período de 10 min, 
 
- Severidad de larga duración (Plt) calculada a partir de una secuencia de 12 valores de 
Pst en un intervalo de dos horas, según la fórmula siguiente: 
 
3
12
1
3
12
∑
== i
sti
lt
P
P 
 
 
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6
 
3.30 Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica, 
compuesto por redes de distribución municipales; conformado por un conjunto de líneas y 
subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores a 115 kV, que no 
pertenecen a un sistema regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución 
municipal, o local. 
 
3.31 Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de 
energía eléctrica, compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; 
conformado por un conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan 
a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. 
 
3.32 Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión 
de energía eléctrica compuesto por un conjunto de líneas con sus respectivos módulos de 
conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. 
 
3.33 Sobretensión transitoria. Sobretensión oscilatoria o no oscilatoria de corta duración 
generalmente fuertemente amortiguada y que dura como máximo algunos milisegundos. 
 
NOTA Las sobretensiones transitorias son generalmente debidas a descargas atmosféricas, a maniobras o a la 
operación de fusibles. El tiempo de subida del frente de las sobretensiones transitorias puede variar de menos de un 
microsegundo a algunos milisegundos. 
 
3.34 Tensión de alimentación: Valor eficaz de la tensión presente en un instante dado en el 
punto de suministro, y medido en un intervalo de tiempo dado. (Véase la norma VEI 604-01-16). 
 
3.35 Tensión de alimentación declarada (Vc). Es la tensión acordada entre el operador de 
red y el usuario para ser aplicada en el punto de conexión común. Esta tensión deber estar 
normalizada en Colombia (véase la NTC-1340). 
 
3.36 Tensión de referencia deslizante (VRD). Magnitud de tensión promediada sobre un 
intervalo de tiempo específico, el cual representa la tensión previa a la ocurrencia de un 
hundimiento o una elevación en tensión. 
 
3.37 Tensión nominal de una red (Vn). Tensión que caracteriza o identifica una red y a la cual 
se hace referencia para ciertas características de funcionamiento. 
 
3.38 Tensión residual (Vres). Es el mínimo valor eficaz de la tensión registrado durante un 
hundimiento en tensión o una interrupción. La tensión residual se expresa como un valor en 
voltios, o en porcentaje con respecto a la tensión de alimentación declarada. 
 
3.39 Usuario. Entidad o persona que utilice el servicio de energía eléctrica por medio de la 
conexión a un STR o un SDL. 
 
3.40 Variación de tensión. Aumento o disminución de la tensión con respecto a su valor de 
referencia (Véase la norma VEI 161-08-01). 
 
3.41 Variación rápida de tensión. Una variación del valor eficaz de una tensión entre dos 
niveles consecutivos mantenidos durante intervalos de tiempo definidos pero no especificados. 
 
3.42 Valor Medio Cuadrático R.M.S. (Root-Mean-Square). Raíz cuadrada de la media 
aritmética de los valores instantáneos elevados al cuadrado, de una cantidad tomada sobre un 
intervalo de tiempo específico y con un ancho de banda determinado. 
 
3.43 Valor eficaz de tensión y corriente. Valor medio cuadrático de la tensión o de la 
corriente. 
 
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7
 
4. ABREVIATURAS 
 
Dh : Distorsión armónica individual de corriente. 
 
Dv: Distorsión armónica individual de tensión. 
 
h: Orden armónico. 
 
Ih: Magnitud de las componentes armónicas individuales de corriente (rms A). 
 
IL: Corriente de demanda máxima (rms A). 
 
ISC: Corriente de cortocircuito. 
 
OR: Operador de red. 
 
PCC: Punto de conexión común. 
 
SDL: Sistema de distribución local. 
 
STN: Sistema de transmisión nacional. 
 
STR: Sistema de transmisión regional. 
 
THD: Distorsión armónica total. 
 
TDD: Distorsión de demanda total. 
 
VC: Tensión declarada. 
 
Vh: Magnitud de las componentes armónicas individuales de tensión (rms V). 
 
Vn: Tensión rms nominal del sistema a frecuencia fundamental. 
 
VRD: Tensión residual. 
 
VRD: Tensión de referencia deslizante. 
 
 
5. CLASIFICACIÓN 
 
La siguiente clasificación general describe las perturbaciones que afectan la calidad de la 
potencia eléctrica, de acuerdo con la duración de los fenómenos así: 
 
 
 
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8
 
Tabla 1. Clasificación de perturbaciones de calidad de potencia según su duración 
 
Perturbaciones Tipo 
7.1 VARIACIONES DE TENSIÓN DE ESTADO ESTABLE 
7.5 DESBALANCE DE TENSIÓN 
7.6 FLICKER 
7.8 INTERRUPCIONES DE LARGA DURACIÓN (DURACIÓN ≥ 1 min 
7.9 ARMÓNICOS DE TENSIÓN 
7.10 ARMÓNICOS DE CORRIENTE 
7.11 MUESCAS DE TENSIÓN 
Larga duración o permanentes 
 
7.4 VARIACIONES DE TENSIÓN DE LARGA DURACIÓN 
(SUBTENSIONES Y SOBRETENSIONES) 
7.7 INTERRUPCIONES DE CORTA DURACIÓN (DURACIÓN < 1 MIN
7.2 HUNDIMIENTOS (Sags) 
7.3 ELEVACIONES (Swells) 
Lentas 
7.12 VARIACIONES DE FRECUENCIA 
Rápidas 7.13 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS 
NOTA Las duraciones de cada uno de estos fenómenos serán especificadas en el ítem Descripción de 
cada una de las secciones indicadas en la Tabla 1. 
 
 
6. MÉTODOS DE MEDIDA 
 
Para la medición de cada uno de las perturbaciones de calidad de potencia eléctrica 
establecidos en esta norma, los instrumentos, equipos o analizadores de redes a utilizar deben 
estar acordes con los métodosy procedimientos establecidos en la ultima versión de la norma 
NTC-IEC 61000-4-30 Técnicas de medida y ensayo- Métodos de medida de calidad de la potencia 
eléctrica. (Testing and Measurement Techniques –Power quality Measurement Methods) 
 
6.1 MEDIDAS CLASE A 
 
Deben emplearse medidores Clase A de acuerdo a la norma IEC 61000-4-30, cuando se 
requiere de medidas precisas para efectos de aplicaciones contractuales, verificación del 
cumplimiento de los valores de referencia estipulados en ésta norma o en el caso de resolver 
reclamaciones o disputas entre un operador de red y un cliente. 
 
Cualquier medida de las perturbaciones de calidad de potencia definidas en esta norma y 
llevadas a cabo con dos diferentes instrumentos que cumplan con los requerimientos para 
Clase A, al medir las mismas señales producirán resultados similares dentro de la 
incertidumbre especificada. 
 
 
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9
 
6.2 MEDIDAS CLASE B 
 
Medidores Clase B podrán emplearse para investigaciones estadísticas, estudios de 
diagnóstico en instalaciones y otras aplicaciones donde no se requiere una alta precisión o baja 
incertidumbre. 
 
El método de medición sugerido será indicado en la norma IEC 61000-4-30 Técnicas de 
medida y ensayo- Métodos de medida de calidad de la potencia eléctrica. (Testing and 
Measurement Techniques –Power quality Measurement Methods). 
 
 
7. PERTURBACIONES DE CALIDAD DE POTENCIA 
 
7.1 VARIACIONES DE TENSIÓN DE ESTADO ESTABLE 
 
7.1.1 Descripción 
 
Las variaciones de tensión de estado estable son desviaciones del valor eficaz de la tensión de 
alimentación a la frecuencia de la red (60 Hz.) con una duración mayor a un (1) min. 
 
7.1.2 Causas 
 
En un sistema eléctrico, las variaciones de estado estable dependen de las características de 
diseño del sistema (p.e. problemas de regulación), variaciones de grandes cargas eléctricas y 
otras variaciones a las cuales se ve sujeto el sistema. Es una práctica común corregir problemas 
de variaciones de estado estable por medio de intercambiadores automáticos de Taps en los 
transformadores de las subestaciones del operador de red o de los mismos usuarios. 
 
7.1.3 Efectos 
 
- Salida de operación de motores. 
 
- Cambios de velocidad en maquinas de inducción. 
 
- Los computadores y los controladores electrónicos pueden dejar de operar durante esta 
condición. 
 
- Reducción o aumento de la potencia de salida del banco de condensadores. 
 
- La luz visible de algunos dispositivos de iluminación puede ser reducida o aumentada. 
 
7.1.4 Metodología de evaluación 
 
El periodo de medida debe ser una semana con un periodo de agregación de diez (10) min. El 
100 % de los valores registrados en la semana debe estar dentro del rango estipulado en los 
valores de referencia. 
 
NOTA Los valores de la tensión eficaz que sean menores a 10 min, es decir que pueden no ser detectados de forma 
exacta por la agregación de las medidas cada 10 minutos, no se incluyen dentro de los valores de referencia de esta 
norma. Estos eventos y sus valores de referencia serán fijados en posteriores versiones de la misma, véase el 
numeral 7.4. 
 
7.1.5 Valores de referencia 
 
Los valores de referencia para las variaciones de tensión de estado estable son ±10 % de la 
tensión de alimentación declarada. 
 
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10
 
7.2 HUNDIMIENTOS (Sags) 
 
7.2.1 Descripción 
 
Los hundimientos de tensión (Sags) son reducciones súbitas del valor eficaz de la tensión por 
debajo del 90 % y por encima del 10 % de la tensión declarada, seguido por un retorno a un 
valor más alto que el 90 % de la tensión declarada, en un tiempo que varia desde los 8,33 
milisegundos (medio ciclo a 60 Hz) hasta un (1) min. 
 
Los hundimientos de tensión son caracterizados por su duración y por la magnitud de la caída 
(véase la Figura 1). 
 
 
Duración del
hundimiento
Profundidad del
hundimiento
Magnitud del
hundimiento
(Tensión residual)
Valor eficaz de
la tensión
Nivel de
detección del
hundimiento
Tensión de alimentación declarada1,0 pu
0,9 pu
0,0 pu
 
 
Figura 1. Descripción del hundimiento (SAG) 
 
7.2.2 Causas 
 
Los hundimientos de tensión son generalmente causados por corrientes elevadas, generadas 
por cortocircuitos, conexión u operación de cargas que exijan una elevada demanda de 
potencia. Los hundimientos son impredecibles y de comportamiento aleatorio. Este tipo de 
perturbación es una de las que está causando mayor impacto en los equipos instalados en el 
sistema eléctrico, y depende en gran medida de la configuración del sistema, del punto de 
medida, de las condiciones operativas y del mantenimiento, entre otras. Su comportamiento 
durante un periodo de tiempo (por ejemplo un año) puede ser muy irregular. 
 
Algunas causas características son: 
 
- Fallas en la fuente de alimentación del sistema de potencia o del sistema eléctrico 
propio o de vecinos. 
 
- Arranque de motores. 
 
- Cortocircuitos en el sistema de alimentación originados por fenómenos naturales como: 
árboles, rayos, acciones de terceros, entre otros . 
 
7.2.3 Efectos 
 
- Paradas de procesos. 
 
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11
 
- Reducción de luz visible de algunos dispositivos de iluminación. 
 
- Caída de sistemas telefónicos. 
 
- Disparo de protecciones. 
 
- Funcionamiento defectuoso de equipos. 
 
- Salida de operación de controladores de motores. 
 
- Incremento en las pérdidas por calentamiento en los motores de inducción debido al 
aumento en la corriente. 
 
- Cambios de velocidad en maquinas de inducción. 
 
- Salida de operación de dispositivos electrónicos como computadores y controladores 
electrónicos. 
 
- Reducción de la potencia de salida en bancos de condensadores. 
 
- En algunos equipos electrónicos se puede presentar pérdida de datos, cuando la 
profundidad del hundimiento es grande. 
 
- Cuando se presentan hundimientos con una magnitud inferior al 70 %, los sistemas de 
transferencia pueden operar. 
 
- Las lámparas de descarga pueden apagarse cuando las magnitudes de los hundimientos 
alcanzan valores por debajo del 80 % de la tensión declarada. 
 
7.2.4 Metodología de evaluación 
 
La evaluación de los hundimientos (Sags) se determina de acuerdo a su duración y magnitud. 
La duración se define como el tiempo medido desde el momento en que el valor eficaz de la 
tensión cae por debajo del umbral, hasta cuando retorna por encima de este. La magnitud de la 
caída (tensión residual) está dada por la máxima desviación del valor eficaz de la tensión de la 
fase más afectada, en el caso trifásico, con respecto a la tensión declarada (i.e. profundidad) y 
su duración está dada por un tiempo inicial y final del evento. 
 
Tiempo inicial: Momento en que alguna de las fases está por debajo del umbral. 
 
Tiempo final: En sistemas polifásicos, es el momento en que todas las fases alcanzan el umbral 
del 90 % de la tensión declarada o lo superan. En un sistema monofásico, es el momento en 
que la fase alcanza el umbral o lo supera. 
 
7.2.4.1 Valores de referencia para detección de hundimientos en tensión 
 
Para evaluar la ocurrencia de un hundimiento en tensión se tomará como referencia la tensión 
declarada, cuando la medida es realizada en el punto de conexión común, tal como se aclara 
en el Anexo D. 
 
7.2.4.2 Carta de Hundimientos (Sags) 
 
Tomando como referencia la norma IEEE 1346 (Recommended Practice for Evaluating Electric 
Power System Compatibility with Electronic Process), se indica en el Anexo B la metodología 
para la elaboración de cartas de hundimientos (Sag), la cual es utilizada para valorar el 
 
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12
 
ambiente electromagnético en el punto de conexión de común que se esté realizando la 
medida. Posteriormente se pueden superponer las curvas de inmunidad de los equipos del 
usuario que se están evaluando. Algunas curvas de inmunidad se muestran como ejemplo en 
el Anexo C. 
 
7.2.5 Valores de referencia 
 
Dada la naturaleza aleatoria delos hundimientos, es difícil definir valores de referencia para los 
diferentes niveles de tensión que comprende esta norma. 
 
Para determinar los valores indicativos en cuanto al número de hundimientos permitidos en un 
periodo de tiempo, es necesario tener en cuenta la topología de la red, la zona geográfica, el 
nivel de tensión, etc. 
 
No son recomendadas las comparaciones de valores de referencia entre diferentes sitios de 
medida, excepto como una ayuda en la selección de la localización apropiada para un usuario 
que posea equipo sensible a este tipo de eventos. 
 
En el Anexo A, se pueden apreciar los valores indicativos que caracterizan dos (2) redes en 
cuanto a hundimientos de tensión (Sags). 
 
Por otro lado, es de gran interés para un usuario saber en que medida su instalación o los 
equipos que posea al interior de ella, se están viendo afectados por los hundimientos. Por tal 
razón, varias instituciones internacionales se han dedicado a desarrollar lo que se conoce 
como “Curvas de Tolerancia” (una comparación de estas puede encontrarse en el Anexo C). 
Estas curvas indican, como las características de un hundimiento, como la magnitud y duración 
pueden afectar la continuidad de un proceso. 
 
7.3 ELEVACIONES (Swells) 
 
7.3.1 Descripción 
 
Las elevaciones de tensión (Swells) son aumentos súbitos del valor eficaz de la tensión por 
encima del 110 % de la tensión declarada. Las sobretensiones temporales pueden durar entre 
8.33 milisegundos (medio ciclo) y 1 min. 
 
Las elevaciones de tensión (swells) son caracterizados por la medida de su duración por 
encima de un umbral definido y por la magnitud de la elevación (véase la Figura 2). 
 
 
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13
 
 
Duración de
la elevación
Tensión de
alimentación
declarada
Magnitud de
la elevación
Valor eficaz de
la tensión
Nivel de
detección de
la elevación
1,1 pu
0,0 pu
1,0 pu
 
 
Figura 2. Descripción elevación de tensión (Swells) 
 
La duración de la elevación de tensión es el tiempo medido, desde el momento en que el valor 
eficaz de la tensión se eleva por encima del umbral hasta cuando retorna por debajo de este. 
Para propósitos de clasificación, la magnitud de la elevación es dada por la máxima desviación 
del valor eficaz de la tensión con respecto a la tensión declarada. Y la duración de la elevación 
es dada por la máxima duración de la peor fase afectada en cada caso. 
 
7.3.2 Causas 
 
Las elevaciones de tensión (Swells) pueden ser causadas por cortocircuitos, salidas de carga o 
fenómenos de resonancia y ferroresonancia. Por ejemplo, ellos resultan de sobretensiones en 
las fases sanas durante fallas fase – tierra. 
 
Algunas causas características son: 
 
- Funcionamiento de grandes sistemas de UPS 
 
- Operación de cargas controladas por tiristores 
 
- Funcionamiento de Dimmers 
 
- Arcos en soldaduras 
 
7.3.3 Efectos 
 
- Falla de los componentes de un equipo, dependiendo de la frecuencia de ocurrencia del 
evento. 
 
- Reducción de la vida útil en dispositivos electrónicos, incluyendo variadores de 
velocidad, computadores, conductores, barrajes, transformadores de tensión y corriente 
así como maquinaria rotativa. 
 
- Operaciones no deseadas en relés de protección. 
 
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14
 
- Incremento de luz visible de algunos dispositivos de iluminación. 
 
- Degradación de algunos dispositivos de protección (como varistores o diodos de 
avalancha de silicio). 
 
- Protuberancias en la carcaza de los condensadores en bancos de control de reactivos. 
 
- Falla inmediata en dispositivos electrónicos. 
 
- Pérdida de vida útil de los equipos. 
 
- Incremento en la potencia de salida en bancos de condensadores. 
 
7.3.3.1 Aspectos que influyen en las elevaciones de tensión (Swells) 
 
La importancia de las elevaciones de tensión (Swells), que son causadas por cortocircuitos 
monofásicos fase – tierra, varía dependiendo los siguientes aspectos: 
 
- Localización de la falla 
 
- Impedancia del sistema 
 
- Efectividad de la puesta a tierra del neutro 
 
Este último aspecto, está determinado por el tipo de sistema, tal como se presenta a 
continuación: 
 
Para sistemas de baja tensión 
 
La mayoría de los sistemas en Colombia de baja tensión son operados con un neutro puesto 
sólidamente a tierra (TN-s), por lo tanto experimentan elevaciones de tensión (Swells) 
temporales muy limitadas. Estas sobretensiones pueden surgir como consecuencia de una falla 
o de una energización de bancos de condensadores. 
 
La magnitud es limitada generalmente por debajo de 1,5 kV rms. 
 
Para sistemas de media tensión y superiores 
 
En el caso de sistemas cuyo neutro esté efectivamente puesto a tierra, las sobretensiones fase 
– tierra en las fases sanas son generalmente más bajos que el 170 % y típicamente duran unos 
pocos ciclos a unos pocos segundos, dependiendo de la velocidad con la cual los dispositivos 
de protección eliminan la falla. 
 
En el caso de sistemas cuyo neutro es aislado o no puesto a tierra, las sobretensiones fase – 
tierra sobre las fases pueden alcanzar el 200 %, y sistemas de éste tipo son diseñados para tales 
restricciones. 
 
7.3.4 Metodología de evaluación 
 
Las elevaciones de tensión se pueden caracterizar por medio de dos parámetros, magnitud y 
duración. La duración se define como el tiempo medido desde el momento en que el valor 
eficaz de la tensión supera el umbral de detección, hasta cuando retorna por debajo de este. La 
magnitud de la elevación (tensión residual) está dada por el máximo valor eficaz de tensión 
medido durante la elevación en cualquiera de las fases, y su duración está dada por un tiempo 
inicial y final del evento. 
 
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15
 
Tiempo inicial: Momento en que el valor eficaz de la tensión de alguna de las fases supera el 
umbral de detección. 
 
Tiempo final: En sistemas polifásicos, es el momento en que todas las fases alcanzan un valor 
eficaz de tensión por debajo del umbral de detección. En sistemas polifásicos, la detección de 
la elevación puede empezar en una fase y terminar en otra. 
 
Para evaluar las elevaciones de tensión ocurridas en un punto de conexión común, deben 
compararse estas perturbaciones ocurridas, con las curvas de inmunidad ante elevaciones, del 
usuario que está siendo evaluado o con las de los equipos que el usuario tenga instalados. 
 
7.3.4.1 Valores de referencia para detección de elevaciones en tensión 
 
Para evaluar la ocurrencia de elevaciones de tensión se tomará como referencia la tensión 
declarada, cuando la medida es realizada en el punto de conexión común. 
 
7.3.5 Valores de referencia 
 
Para las elevaciones de tensión aún no existen valores de referencia a nivel normativo. 
 
7.4 VARIACIONES DE TENSIÓN DE LARGA DURACIÓN (SUBTENSIONES Y 
SOBRETENSIONES) 
 
7.4.1 Descripción 
 
Los eventos en tensión de larga duración (> 1 min), pueden ser sobretensiones o subtensiones 
dependiendo si las el valor eficaz de la tensión están por encima o por debajo del ±10 % de la 
tensión de alimentación declarada respectivamente. 
 
7.4.2 Causas 
 
Las sobretensiones y subtensiones de estado estable no son generalmente consecuencia de 
fallas en el sistema de potencia. En un sistema eléctrico, la magnitud de la tensión de estado 
estable depende de las características de diseño, cambios de carga y operaciones de maniobra 
en el sistema. Es una práctica común corregir la tensión de estado estable en varios puntos 
sobre el sistema, por ejemplo, usando cambiadores de Taps automáticos en la subestación de 
transformación y sobre algunos alimentadores de distribución. 
 
Las sobretensiones pueden ser el resultado de maniobras en la carga, por ejemplo, la 
desconexión de una carga grande, o por variaciones en la compensación reactiva del sistema, 
por ejemplo, la energización de un banco de condensadores. Una mala regulación de la tensión 
en el sistema de suministro, así como un ajuste inadecuado de los taps de los transformadores 
tambiénpuede generar una condición de sobrevoltaje. 
 
Las subtensiones son el resultado de eventos contrarios a los que ocasionan las 
sobretensiones. La energización de una carga grande o la desconexión de un banco de 
condensadores pueden producir a la ocurrencia de una subtensión, hasta que el equipo de 
regulación de tensión pueda llevar de nuevo el voltaje dentro de las tolerancias permitidas. 
Circuitos sobrecargados también pueden exhibir condiciones de subtensiones. 
 
7.4.3 Efectos 
 
Sobretensiones 
 
- Pueden generar fallas en los equipos. 
 
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16
 
- Los equipos electrónicos pueden experimentar fallas inmediatas. 
 
- En transformadores, cables, barras, transformadores de potencial y de corriente, 
máquinas rotativas, generalmente, no muestran fallas de manera inmediata. 
 
- Sobretensiones de muy larga duración pueden originar pérdida de la vida útil de estos 
equipos. 
 
- En dispositivos de protección se pueden originar operaciones no deseadas. 
 
- La potencia reactiva de un banco de condensadores aumentará, ya que varía 
proporcionalmente con el cuadrado del voltaje. 
 
- En dispositivos de iluminación, se tendrá un incremento en la luz visible generada. 
 
Subtensiones 
 
- Puede causar un funcionamiento inadecuado en los equipos. 
 
- Pueden ocasionar paradas de procesos. 
 
- Los dispositivos de control de motores pueden salir de operación. 
 
- Incremento de las pérdidas por calentamiento en motores de inducción debido al 
aumento en el consumo de corriente del motor. 
 
- Cambios de velocidad en la operación de motores de inducción. 
 
- Los equipos electrónicos como los computadores y los controladores electrónicos 
pueden suspender su operación. 
 
- La potencia reactiva de un banco de condensadores disminuirá, ya que varía 
proporcionalmente con el cuadrado del voltaje. 
 
- En transformadores, cables, barras, transformadores de potencial y de corriente, 
máquinas rotativas, medidores y transductores, generalmente, no se presentan 
problemas. 
 
- En dispositivos de iluminación, se tendrá una reducción en la luz visible generada. 
 
7.4.4 Metodología de evaluación 
 
Las variaciones de tensión de larga duración son eventos en tensión que pueden 
caracterizarse mediante dos parámetros, magnitud y duración. La duración se define como la 
diferencia entre el tiempo inicial y el tiempo final de la variación. 
 
Tiempo inicial: Momento en que alguna de las fases está por fuera de los umbrales de 
detección de variaciones de tensión de larga duración. 
 
Tiempo final: En sistemas polifásicos, es el momento en que los valores eficaces de todas las 
fases están por dentro de los umbrales de detección. 
 
Para evaluar las variaciones de tensión de larga duración ocurridas en un punto de conexión 
común, deben compararse estas perturbaciones ocurridas con las curvas de inmunidad ante 
 
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17
 
variaciones de larga duración del usuario que está siendo evaluado o con las de los equipos 
que el usuario tenga instalados. 
 
7.4.5 Valores de referencia 
 
Para las variaciones de tensión de larga duración aún no existen valores de referencia a nivel 
normativo. 
 
7.5 DESBALANCE DE TENSIÓN 
 
7.5.1 Descripción 
 
Este índice caracteriza la magnitud y asimetrías del ángulo de fase de las tensiones trifásicas 
en operación de estado estable. El factor de desbalance de tensión es definido usando la teoría 
de componentes simétricas, como la relación entre la componente de secuencia negativa de la 
tensión y la componente de secuencia positiva. 
 
7.5.2 Causas 
 
El desbalance de tensión tienen dos principales causas: asimetría de la impedancia de línea y 
desbalances de carga. 
 
La principal fuente de desbalance de tensión son las cargas monofásicas no balanceadas 
sobre sistemas trifásicos. El desbalance en tensión puede también ser el resultado de 
anomalías en los bancos de condensadores, tales como quema de fusibles sobre una fase del 
banco trifásico. A nivel industrial es importante tener un correcto balance de las cargas en los 
circuitos trifásicos para mantener el desbalance de tensión dentro de límites razonables. 
 
7.5.3 Efectos 
 
- Reducción de capacidad de carga en motores 
 
- Reducción de vida útil del aislamiento en motores por sobrecalentamiento. 
 
- En rectificadores con tecnología PWM se aumenta la distorsión de corriente armónica, 
incrementan los reactivos de la carga y se generan rizados de corriente en la etapa de 
continua. (c.c.) 
 
7.5.4 Metodología de evaluación 
 
El período de medida debe ser una semana. 
Para circuitos urbanos, el 99 % de los valores de desbalance de tensión evaluados en un período 
de agregación de 10 min deben estar dentro de los valores de referencia. 
 
Para circuitos Rurales, el 95 % de los valores de desbalance de tensión evaluados en un período 
de agregación de 10 min deben estar dentro de los rangos o valores de referencia. 
 
7.5.5 Valores de referencia 
 
Los valores de referencia del desbalance, de acuerdo al nivel de tensión, se presentan a 
continuación: 
 
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Tabla 2. Porcentaje máximo de desbalance de tensión 
 
Rango de Tensión Valor de Referencia 
Vn < 69 kV 2,0 % 
Vn ≥ 69 kV 1,5 % 
 
 
7.6 FLICKER 
 
7.6.1 Descripción 
 
El Flicker es el efecto producido sobre la percepción visual humana por una emisión cambiante 
de luz debido a iluminación sujeta a fluctuaciones en la tensión de suministro en baja tensión. Las 
fluctuaciones de tensión consisten de una secuencia de rápidos cambios de tensión espaciadas 
lo bastante cerca en el tiempo para simular la respuesta del ojo-cerebro definida como Flicker. 
 
A ciertas frecuencias, el ojo puede percibir el efecto de muy pequeñas fluctuaciones de tensión 
sobre la iluminación. La mayoría de los equipos, sin embargo, no son afectados por éste 
fenómeno. 
 
7.6.2 Causas 
 
El Flicker deriva de variaciones repetitivas de tensión causadas por ciertas cargas industriales 
tales como máquinas soldadoras, grandes motores con cargas variables, hornos de arco, etc. 
 
7.6.3 Efectos 
 
El Flicker causa principalmente los siguientes efectos: 
 
- Sensación de inestabilidad visual. 
 
- Irritabilidad y cansancio visual. 
 
- Variaciones de niveles de iluminación en bombillas incandescentes y bombillas de 
descarga. 
 
- Reducción de vida útil de bombillas de descarga. 
 
- Efecto estroboscópico 
 
7.6.4 Metodología de evaluación 
 
Debido a que la molestia creada por el Flicker es una función de la intensidad de la percepción y 
la duración de la exposición, La Severidad de Larga Duración (Plt) se constituye en el indicador 
utilizado para evaluar su impacto, el cual es evaluado en un periodo de dos (2) h. El Plt se mide 
de acuerdo a lo indicado en el estándar IEC 61000-4-15: 2003. 
 
El período de evaluación será de una (1) semana. 
 
A continuación se indican los pasos a seguir para la evaluación de esta perturbación: 
 
- El punto de medida debe coincidir con el PCC de acuerdo a la definición presente en esta 
norma (Punto de Conexión Común). 
 
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 
 
19
 
- El período de evaluación implica un número de 84 datos de Plt por fase, cuando el 
período de monitoreo es de una semana. 
 
Calcular el percentil al 95 % de estos valores por cada fase y compararlo con el valor de 
referencia para el Plt (véase la Tabla ). Los tres percentiles deben ser menores o iguales al 
valor de referencia, de acuerdo al nivel de tensión. 
 
7.6.4.1 Observaciones: 
 
- Los valores de percentiles calculados de esta forma, se consideran como un buen 
indicador que representa el comportamiento de las fluctuaciones de tensión en el punto 
de medida. 
 
- El procedimiento descrito aplica indistintamente para medidas realizadas con equipos 
Clase A o B según el desempeño en la medición (véase la norma IEC 61000-4-30). 
 
- Es posible que debido a la mayor incertidumbre de los equipos Clase B comparados 
con los equipos Clase A,de Desempeño en la Medición, estos valores sean un poco 
más altos que los que se obtendrían con equipos certificados como Clase A. 
 
7.6.5 Valores de Referencia 
 
Bajo condiciones de operación normales, la Severidad de Larga Duración (Plt) para el Flicker, 
causado por fluctuaciones en la tensión de suministro debe cumplir con los valores de 
referencia dados a continuación. 
 
Tabla 3. Valores de referencia del Plt 
 
Rango de Tensión 
 
Valor de Referencia 
Plt 
Vn<69 kV 1,0 p.u. 
Vn ≥ 69 kV 0,8 p.u 
 
 
NOTA ACLARATORIA Si los valores calculados del percentil al 95 % exceden los valores de referencia de la Tabla 3, 
es una buena práctica realizar una evaluación adicional a los datos para tratar de establecer las causas de tal 
comportamiento. 
 
Se recomienda entonces: 
 
- Calcular los percentiles al 99 % para cada fase (utilizar los valores de las tres fases, y 
escoger el valor mas alto) 
 
- Calcular la razón entre los valores de los percentiles al 99 % a los percentiles al 95 % 
(para cada fase). 
 
Si esta razón es mayor a 1,3, se debe proceder a investigar la razón de discrepancia, ya que la 
posible presencia de eventos o fenómenos de causas no controlables, por ejemplo 
interrupciones o fenómenos transitorios debidos a tormentas eléctricas, dentro del periodo de 
registro deben ser excluidas. 
 
 
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 
 
20
 
7.7 INTERRUPCIONES DE CORTA DURACIÓN (DURACIÓN < 1 MIN) 
 
7.7.1 Descripción 
 
Las interrupciones de corta duración se definen cuando el valor eficaz de la tensión es inferior 
al 10 % de la tensión declarada Vc en todas las fases (en el caso trifásico) con una duración 
menor a 1.0 min. 
 
7.7.2 Causas 
 
La mayoría de las interrupciones de corta duración en redes de media tensión son causadas 
por la acción de dispositivos diseñados para proteger el sistema de cortocircuitos. En líneas de 
media tensión es una práctica común recerrar automáticamente el interruptor para restaurar el 
suministro de potencia tan pronto como sea posible en una línea afectada por una falla 
transitoria. 
 
El tiempo muerto para el recierre es ajustado en general entre 300 m y 500 m y en la mayoría 
de los casos menor a 1 s. En el caso de un recierre exitoso el cual aclara la falla, los usuarios 
suministrados por la línea son afectados por una profunda caída de tensión (el cual dura el 
tiempo de operación del interruptor) seguido por una interrupción que dura el tiempo muerto 
ajustado para el recierre. 
 
Las otras líneas o circuitos conectados a la misma barra de la línea en la cual ocurre la falla 
experimentarán una caída de tensión que durará el tiempo de operación del interruptor y cuya 
profundidad dependerá de la distancia de la localización de la falla hasta la barra de la 
subestación. Por supuesto, cualquier recierre automático afectará todos los usuarios de media 
y baja tensión conectados en la línea afectada. 
 
Se resalta que el recierre automático es usado para asegurar una mejor continuidad del 
servicio, evitándose interrupciones prolongadas debido a fallas transitorias. 
 
7.7.3 Efectos 
 
- Interrupción de procesos y equipos. 
 
- Salida y reinicio de sistemas. 
 
- Desprogramación de PLC´s. y equipo electrónico. 
 
- Apagado de sistema de iluminación. 
 
- Caída de sistemas telefónicos. 
 
Las interrupciones menores a 1 min pueden afectar equipos electrónicos y de iluminación, 
causando mala operación o falla. El equipo electrónico incluye controladores electrónicos y de 
potencia, computadores, y los mandos electrónicos de maquinaria rotativa. 
 
7.7.4 Metodología de evaluación 
 
Debido a que la duración de estos eventos es menor a 1 min, de acuerdo a la regulación 
vigente, no se tienen en cuenta para cálculos de confiabilidad y continuidad del servicio. Sin 
embargo como estos afectan la calidad de la potencia, se recomienda evaluar este tipo de 
perturbación, durante el periodo de 1 semana, en donde se recomienda registrar la cantidad de 
las interrupciones menores a 1 min presentes y la duración de cada uno de estas. 
 
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 
 
21
 
7.7.5 Valores de referencia 
 
Bajo condiciones de operación normales, la ocurrencia anual de interrupciones de corta duración 
en la tensión de suministro varía desde decenas hasta varios cientos de veces. La duración de 
aproximadamente el 70 % de las interrupciones de corta duración podrían ser menores a 1 s. 
 
Dadas las diferencias considerables en la arquitectura de los sistemas y los efectos 
impredecibles de acciones de terceras partes o climas inclementes, es difícil establecer una 
frecuencia anual y una duración media típica para éste tipo de interrupciones. 
 
7.8 INTERRUPCIONES DE LARGA DURACIÓN (DURACIÓN ≥ 1 MIN) 
 
7.8.1 Descripción 
 
Condición en la que la el valor eficaz de la tensión de alimentación es inferior al 10 % de la 
tensión declarada Vc con una duración mayor a 1 min. Una interrupción de alimentación puede 
ser clasificada como: 
 
- Programada. cuando los clientes son informados de antemano para permitir la ejecución 
de trabajos programados en la red de distribución, o 
 
- accidental, cuando está provocada por defectos permanentes o temporales, la mayoría 
de las veces asociadas a eventos o daños externos. 
 
7.8.2 Causas 
 
Las interrupciones accidentales pueden provenir de causas internas o externas. En un gran 
número de los casos ellas se originan por causas o eventos externos más allá del control de las 
empresas de energía. 
 
Algunas causas características son: 
 
- Fallas en la fuente del sistema de potencia. 
 
- Problemas en las transferencias automáticas o manuales. 
 
- Apertura o cierre de los interruptores de protección. 
 
- Fallas en cableado. 
 
- Disparos por protecciones del sistema eléctrico. 
 
7.8.3 Efectos 
 
- El efecto de una interrupción sostenida es la salida de operación del equipo, salvo en 
las cargas protegidas por los sistemas de UPS (Uninterruptible Power Supply) u otras 
formas de dispositivos de almacenamiento de energía. 
 
- Mala operación y desenergización de los contactores de los motores de inducción. En 
algunos casos, las interrupciones pueden dañar el equipo de arranque suave 
electrónico, y desprogramar PLC´s. 
 
- Interrupción de procesos y equipos. 
 
- Salida de operación y reinicio de sistemas. 
 
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22
 
- Apagado de sistema de iluminación. 
 
- Caída de sistemas telefónicos. 
 
7.8.4 Metodología de evaluación: 
 
A pesar de que las interrupciones de la larga duración afectan la calidad de la potencia, su 
evaluación debe estar considerada dentro de los lineamientos establecidos para evaluar la 
calidad del servicio de energía eléctrica (continuidad y confiabilidad). 
 
Dado que los demás parámetros de calidad de Potencia, sugeridos en esta norma están siendo 
evaluados en un periodo de evaluación de 1 semana, se sugiere utilizar este mismo intervalo 
de tiempo para evaluar las interrupciones mayores a 1 min, con el fin de correlacionar estos 
datos con los demás parámetros evaluados. 
 
Para la evaluación de este parámetro se debe contar la cantidad total de interrupciones 
detectadas y sumar sus tiempos de duración, aunque actualmente no son comparables con los 
valores de reglamentos vigentes. 
 
7.8.5 Valores de referencia 
 
Estos valores deben ser definidos de acuerdo con los requerimientos de confiabilidad de los 
usuarios, las condiciones propias del sistema y la reglamentación vigente en Colombia. Estos 
requerimientos dependerán del tipo de proceso y tipo de equipos instalados en el sistema 
eléctrico. Los valores indicativos y métodos de evaluación serán los establecidos por el ente 
regulador en Colombia. 
 
7.9 ARMÓNICOS DE TENSIÓN 
 
7.9.1 Descripción 
 
Los armónicos de tensión son ondas senoidales cuyas frecuencias son múltiplos enteros de la 
frecuencia fundamental (60 Hz). La presente definición cubre armónicos de larga duración o 
estado estable, excluyendo fenómenos transitorios aislados. 
 
7.9.2 CausasLos armónicos son causados por dispositivos cuya característica tensión/corriente es no lineal, 
por ejemplo, convertidores electrónicos de potencia para variadores de velocidad de motores, 
rectificadores, hornos de arco, etc. 
 
7.9.3 Efectos 
 
- Aumento de pérdidas y calentamiento en equipo eléctrico. 
 
- Registros incorrectos en equipos de control y monitoreo. 
 
- Sobrecalentamiento del equipo rodante, transformadores y conductores eléctricos. 
 
- Aumento en niveles de ruido audible de equipos eléctricos. 
 
- Fallas en aislamientos de equipos eléctricos 
 
- Dificultad en arranques de procesos 
 
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23
 
- Fallas u operación prematura de dispositivos de protección, 
 
- Condiciones de resonancia armónica en el sistema de Potencia eléctrico del usuario, 
deteriorando la operación y confiabilidad del sistema y los equipos. 
 
- Fallas de sincronización de disparo en equipos tales como variadores de velocidad. 
 
- Sobre o sub facturación de energía por alteración del valor rms de la tensión y/o 
corriente que pasa por el medidor de energía. 
 
7.9.4 Metodología de evaluación 
 
El período de evaluación será de una (1) semana. 
 
A continuación se indica los pasos a seguir: 
 
- Las medidas serán efectuadas en el PCC (Punto de Conexión Común). 
 
- En las condiciones normales de operación, se deben calcular los percentiles al 95 % de 
los valores de distorsión armónica individual de tensión (Dv) y distorsión armónica total 
de tensión (THDv), para cada fase. Los percentiles calculados para cada fase, deben 
ser menor o igual a los valores de referencia. 
 
NOTA Los valores indicados en la Tabla deberían ser utilizados como valores de diseño en un sistema para el 
“peor caso” dentro de las condiciones normales de operación (condiciones que duran más de 1 h). 
 
NOTA Para periodos más cortos, durante condiciones inusuales o arranques, los valores de referencia pueden ser 
excedidos por un 50 %. 
 
NOTA Ambas condiciones, es decir, la condición normal de operación y la condición para periodos no superiores a 
una (1) h, deben garantizarse. 
 
La distorsión individual de tensión (Dv) y la distorsión armónica total de tensión (THDv), son 
calculadas como sigue: 
 
Distorsión armónica individual de tensión: 
 
%100×
1V
hV=VD 
Distorsión armónica total de tensión: 
 
%100×
V
V
=THD
1
40
2=h
2
h
V
∑
 
 
en donde 
 
Vh magnitud de la componente armónica individual (Voltios rms) 
 
h orden del Armónico (A menos que aplique una condición especifica, 
 
h será como mínimo igual a 40). 
 
V1 magnitud de la componente fundamental (Voltios rms). 
 
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24
 
7.9.5 Valores de referencia 
 
Los valores de Dv y THDv calculados para cada fase no deben sobrepasar los siguientes 
valores de referencia: 
 
Tabla 4. Valores de referencia de THD 
 
Rango de Tensión Distorsión armónica individual (%) 
Distorsión armónica Total-
THDv (%) 
1 kV < Vn ≤ 69 kV 3,0 5,0 
69 kV < Vn ≤ 161 kV 1,5 2,5 
Vn ≥ 161 kV 1,0 1,5 
 
 
7.10 ARMÓNICOS DE CORRIENTE 
 
7.10.1 Descripción 
 
Las cargas no lineales conectadas al sistema de suministro eléctrico producen corrientes 
armónicas que se propagan al sistema de potencia y causan distorsiones armónicas de tensión 
que afectan a otros usuarios. 
 
7.10.2 Causas 
 
Los armónicos son causados por dispositivos cuya característica tensión/corriente es no lineal, 
por ejemplo, convertidores electrónicos de potencia para variadores de velocidad de motores, 
rectificadores, hornos de arco, etc. Algunas causas características son: 
 
- Conmutación a alta frecuencia en las fuentes de alimentación 
 
- Utilización de cargas controladas por tiristores 
 
- Grandes sistemas de UPS. 
 
- Alta impedancia de las fuentes de alimentación. 
 
- Alta impedancia en el cableado eléctrico 
 
- Utilización de cargas que conmuten mucho sobre la red (equipos de soldadura, Equipos 
de computo, UPS) 
 
7.10.3 Efectos 
 
- Sobrecalentamiento y daños en transformadores con baja carga, motores, generadores 
y balastos electrónicos. 
 
- Corrientes excesivas en neutros. 
 
- Operación de protecciones sin causa aparente. 
 
- Ruido audible excesivo en centros de distribución. 
 
- Fallas en equipos electrónicos, especialmente con THD en tensión altos. 
 
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25
 
- Pérdida de datos en equipos de memoria. 
 
- Fallas en UPS en operaciones de transferencia. 
 
- Aumento de perdidas de energía en los equipos eléctricos 
 
- Riesgos de incendio y explosiones por existencia de resonancias eléctricas en el sistema 
eléctrico. 
 
7.10.4 Metodología de evaluación 
 
El período de evaluación será de una (1) semana. En condiciones normales de operación, los 
percentiles que se calculan a continuación para la distorsión individual de corriente (Dh) y la 
distorsión total de demanda (TDD), para cada fase, no deben sobrepasar los valores de 
referencia. 
 
La distorsión individual de corriente (Dh) y la distorsión total de demanda (TDD), son calculadas 
como sigue: 
 
Distorsión armónica individual de corriente (Dh): 
 
%100×
I
I
=D
L
h
h 
 
 
La distorsión total de demanda TDD se define como: 
 
%100×
I
I
=TDD
L
2=h
2
h∑
∞
 
 
en donde 
 
Ih = magnitud de la componente armónica individual (amperios rms) 
 
h = orden del Armónico (A menos que aplique una condición especifica, h será como mínimo 
igual a 40). 
 
IL = corriente de carga de demanda máxima en el PCC (componente de frecuencia 
fundamental - amperios rms) 
 
La distorsión total de demanda, TDD, refleja la importancia de las distorsiones armónicas de 
corriente respecto a la carga máxima del sistema medido, ya que podrían presentarse altas 
distorsiones de corriente, es decir una medida de THDi elevada, con bajos niveles de carga, 
que no afectarían en igual proporción al sistema. 
 
Los instrumentos empleados para mediciones de armónicos expresan la distorsión armónica total 
de corriente (THDi) en función de la componente rms fundamental y no en función de la corriente 
de carga de demanda máxima IL en la mayoría de los casos. Por lo tanto, para el cálculo de la 
distorsión total de demanda (TDD) y su comparación con los valores de referencia establecidos 
en esta norma, será necesario hacer uso de los valores de distorsión armónica total de corriente 
(THDi) y los valores registrados de la corriente de carga de demanda máxima IL. 
 
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26
 
La distorsión armónica total de corriente THDi se define como: 
 
 
%100×
I
I
=THDi
1
2=h
2
h∑
∞
 
L
1
i I
I
THD=TDD 
 
en donde 
 
Ih = magnitud de la componente armónica individual (Corriente rms) 
 
h = orden del Armónico (A menos que aplique una condición especifica, h será como mínimo 
igual a 40). 
 
I1 = magnitud de la componente fundamental (Corriente rms). 
 
IL = corriente de carga de demanda máxima en el PCC (componente de frecuencia fundamental 
- amperios rms) 
 
Se recomienda que la corriente de carga IL sea calculada como el valor máximo de corriente 
rms de todas las fases agregada en intervalos de 10 min., durante un periodo de evaluación 
mínimo de una semana. 
 
En caso de que no se disponga de esta información, IL se puede calcular utilizando el promedio 
de los valores de corriente máxima registrados diariamente en el periodo de evaluación. En el 
Anexo E de este documento se encuentra un ejemplo explicativo de este cálculo. 
 
Es necesario realizar una previa verificación de que estos valores eficaces de corriente sean 
representativos del comportamiento usual de la carga conectada al PCC. 
 
7.10.5 Valores de referencia 
 
Los valores de referencia de distorsión total de demanda TDD indicados a continuación 
establecen la distorsión de corriente máxima, permitida en el PCC. Los límites de corriente 
armónica estarán basados en el tamaño de la carga con respecto a la capacidad del sistema 
de potencia al cual la carga está conectada. 
 
Los valores indicados enla Tabla 5 deberían ser utilizados como valores de diseño en un 
sistema para el “peor caso” dentro de las condiciones normales de operación (condiciones que 
duran más de 1 h). Para periodos más cortos, durante condiciones inusuales o arranques, los 
límites pueden ser excedidos por un 50 %. 
 
La Tabla 5 es aplicable a rectificadores de seis pulsos y situaciones de distorsión en general. Sin 
embargo cuando se utilizan transformadores cambiadores de fase o convertidores con un 
número de pulsos (q) mayor a seis, los límites para los armónicos de orden característico son 
incrementados por un factor igual a ⎟
⎠
⎞⎜
⎝
⎛
6
q , teniendo en cuenta que las amplitudes de los 
armónicos de orden no característico son menores al 25 % de los límites especificados en la 
Tabla 5. 
 
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27
 
Tabla 5. Valores límite de distorsión de corriente armónica individual (Di) y de distorsión total 
de demanda (TDD) en Porcentaje de la corriente de carga (IL) (Armónicos Impares) 
 
Límites de distorsión en corriente para sistemas de distribución 
120 V < Vn ≤ 69 kV 
Relación 
ISC/IL 
<11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 h≥35 TDD 
< 20* 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 
20 < 50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0 
50 < 100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0 
100 < 1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0 
> 1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0 
Límites de distorsión en corriente para sistemas de subtransmisión 
69 kV < Vn ≤ 161 kV 
< 20* 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5 
20 < 50 3,5 1,75 1,25 0,5 0,25 4,0 
 50 < 100 5,0 2,25 2,0 0,75 0,35 6,0 
100 < 1000 6,0 2,75 2,5 1,0 0,5 7,5 
> 1000 7,5 3,5 3,0 1,25 0,7 10,0 
Límites de distorsión de corriente para sistemas de transmisión (Vn > 161 kV), generación 
distribuida y cogeneración, 
< 25* 1,0 0,5 0,38 0,15 0,1 1,5 
25 < 50 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5 
≥ 50 3,0 1,5 1,15 0,45 0,22 3,75 
 
en donde 
 
Isc es la mínima corriente de corto circuito trifásica que se tenga disponible para hacer la evaluación en 
el punto de conexión común (amperios rms). En el caso de un usuario monofásico se debe utilizar la 
corriente de corto monofásica. 
 
IL corriente de demanda máxima en el PCC (componente de frecuencia fundamental - amperios rms) la 
cual debe ser medida de acuerdo con lo establecido en el Anexo E Informativo de la presente norma. 
 
NOTA 1 Todos los equipos de generación de potencia están limitados a estos valores de distorsión de corriente sin 
importar la relación real ISC/IL. 
 
NOTA 2 Los armónicos pares son limitados al 25 % de los límites dados a los armónicos impares. 
 
NOTA 3 Las distorsiones de corriente que resultan en un nivel DC como por ejemplo conversores de media onda, no 
son permitidas. 
 
7.11 MUESCAS DE TENSIÓN (Notches) 
 
7.11.1 Descripción 
 
Las muescas de tensión son un disturbio electromagnético periódico que afecta la forma de 
onda de voltaje reduciendo su valor instantáneo durante intervalos que generalmente no 
sobrepasan los 0,5 ciclos. 
 
7.11.2 Causas 
 
Las muescas son fenómenos generados por la operación normal de dispositivos electrónicos 
donde la conmutación es el principio de funcionamiento. 
 
Los conversores trifásicos que producen corriente DC son la causa más importante de 
muescas de tensión. Estas ocurren cuando las corrientes son conmutadas de una fase a otra. 
 
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 
 
28
 
Durante este periodo hay un cortocircuito momentáneo entre las dos fases que acerca el valor 
instantáneo de la tensión a cero tanto como se lo permita la impedancia del sistema. 
 
7.11.3 Efectos 
 
Pueden producir fallas de funcionamiento en los dispositivos de control asociados a los 
equipos. Debido a que producen variaciones rápidas de la tensión estos dv/dt pueden afectar 
componentes inductivos. Además, pueden producirse oscilaciones de alta frecuencia que 
induzcan tensiones en otros circuitos. 
 
7.11.4 Metodología de evaluación 
 
La distorsión armónica total de la señal debida a las muescas se define como: 
 
%074,0
ρ
N
máx
ATHD = 
 
en donde 
 
ρ es la relación de la inductancia total con respecto a la del sistema y 
 
AN es el área de la muesca medida en voltios–microsegundos. 
 
d
v
t = μs
 
 
 
Figura 3. Descripción de una muesca de tensión 
 
 
Profundidad de la muesca: La profundidad promedio de la tensión de línea de la muesca en la 
onda senoidal de tensión. 
 
100/% xVdNd = 
 
Área de la muesca: Es el producto de la profundidad de la muesca en voltios multiplicada por el 
ancho de esta medida en microsegundos 
 
[ ]µsVdtAN −= x 
 
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 
 
29
 
7.11.5 Valores de referencia 
 
Los límites de la profundidad de la muesca, la distorsión armónica total y el área de la muesca 
son mostrados en la siguiente tabla: 
 
Tabla 5. Límites de distorsión 
 
Limites de distorsión 
 Aplicaciones 
Especiales* Sistema General 
Sistema 
Dedicado † 
Profundidad de la muesca 10 % 20 % 50 % 
THD (Tensión) 3 % 5 % 10 % 
Área de la muesca (AN)†† 16400 22800 36500 
NOTA El valor de AN para sistemas diferentes a 480 V deben ser multiplicados por V/480 
* Hospitales y aeropuertos 
 
† Un Sistema Dedicado es exclusivamente dedicado al rectificador de carga 
 
†† En Voltios-microsegundos 
 
Estos límites son recomendados para sistemas de baja tensión en la cual el área de la muesca 
es fácil de medir en un osciloscopio. 
 
7.12 VARIACIONES DE FRECUENCIA 
 
7.12.1 Descripción 
 
La frecuencia nominal de la tensión de suministro es 60 Hz. Este valor es determinado por la 
velocidad de los alternadores en las estaciones de generación. 
 
7.12.2 Causas de variación 
 
Mantener la frecuencia del sistema depende del balance entre la carga y la potencia producida 
por las estaciones de generación. A medida que éste balance cambia sobre el tiempo, vemos 
pequeñas variaciones de frecuencia cuya magnitud y duración depende de las características 
de la carga y la respuesta de los generadores. Adicionalmente, el sistema puede estar sujeto a 
variaciones más grandes como consecuencia de cortocircuitos, o cambios de carga o 
generación causando variaciones de frecuencias temporales cuya magnitud y duración 
depende de la severidad de la perturbación. 
 
7.12.3 Efectos 
 
- Errores de sincronización de frecuencia, en usuarios que tienen cargas de grandes 
rectificadores. 
 
- Comportamientos erróneos en equipos electrónicos 
 
- Interrupción del servicio y variaciones de tensión por deslastre de carga. 
 
7.12.4 Metodología de evaluación 
 
El intervalo de la medida debe ser de una semana. Los valores de frecuencia tomados cada 
10 min se agruparán para un período de una semana de tal forma que puedan ser evaluados 
los valores de percentil del 95 %, los valores máximos y mínimos, excluidos los valores de 
frecuencia durante períodos de interrupciones del servicio, de tal forma que los valores se 
encuentren dentro del rango permisible de la Tabla 6, respectivamente. 
 
NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 
 
30
 
7.12.5 Valores de referencia 
 
El intervalo de la medida debe ser de una semana. Los valores de frecuencia tomados cada 
10 min se agruparán para un periodo de una semana de tal forma que el 100 % de los datos, 
se encuentren dentro de los rangos permisibles de la Tabla 6. 
 
Tabla 6. Valores de referencia de variaciones de frecuencia 
 
Tipo de red 
Frecuencia aceptable durante 
el 95 % de los datos tomados 
de una semana 
Frecuencia aceptable 
durante el 100 % de los 
datos tomados de una 
semana 
Redes acopladas por enlaces síncronos a un 
sistema interconectado. 
Todos mayores a 59,8 Hz y 
todos menores a 60,2 Hz 
Todos mayores a 57,5 Hz y 
todos menores a 63 Hz 
Redes sin conexión síncrona a un sistema 
interconectado (redes de distribución en regiones 
no interconectadas e islas) 
Todos mayores a 59,8 Hz y 
todos menores a 60,2 Hz 
Todos mayores a 51 Hz y 
todos menores a 69 Hz 
 
7.13 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS 
 
7.13.1 Descripción 
 
Son perturbaciones de muy corta duración, durando típicamente menos de medio