| El objetivo de la NTSyCS es establecer una serie de exigencias que garanticen el correcto funcionamiento del Sistema Interconectado (SI) nacional, de tal forma que ante una contingencia que desequilibre la relación existente entre la generación y el consumo de la energía eléctrica, los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) o Generación (EDAG) reestablezcan dicho equilibrio y aseguren el normal funcionamiento del SI.  Actualmente, existen en el SIC esquemas de desprendimiento de carga por baja frecuencia en la zona central (Chilectra y V Región), que fueron concebidos con un criterio de aislamiento local ante contingencias críticas para el SIC. Sin embargo, el aumento de la demanda local tornó ineficientes dichos esquemas, siendo sólo el EDAC de Chilectra el que se adecuó para contribuir a evitar los severos decaimientos de frecuencia que podrían conducir a un eventual colapso global del sistema como consecuencia de un aumento explosivo de la demanda en este punto del sistema o una pérdida de potencia generada. Esta situación, junto a estudios posteriores, determinaron los montos de desprendimiento de carga en función del valor absoluto y gradiente de frecuencia en el momento del evento en cuestión.
En el caso del CDEC-SIC, se estableció que el EDAC operaría con una lógica de 6 escalones, de los cuales el 2°, 4°, 5° y 6° actuarían por valor absoluto de frecuencia y los escalones 1° y 3° por valor absoluto y gradiente de frecuencia. Por otra parte, en el caso del CDEC-SING dicho EDAC se compondría de 8 escalones que actuarían sólo por valor absoluto de frecuencia.
 El Sistema de Información en Tiempo Real
Si para muchos el primer requerimiento de la NTSyCS es el EDAC, indudablemente el segundo lo compone el Sistema de Información en Tiempo Real (SITR). En términos generales, el SITR se basa en la instalación de equipos encargados de realizar el monitoreo dinámico del sistema de potencia, a través de la adquisición en tiempo real de variables relevantes del SI que permitan detectar la ocurrencia de perturbaciones en el sistema y cambios de estado operativo. Las principales características del Sistema de Información en Tiempo Real son las siguientes: • Protocolos de comunicación definidos. • Características de disponibilidad de los enlaces. • Estampa de tiempo. • Frecuencia de muestreo y periodicidad de datos definidos. • Selección y agrupamientos de alarmas.
 Posterior a la NTSyCS, cada CDEC emitió los Procedimientos DO, en los cuales, en términos generales, se enumeró el tipo de variables que cada abonado al SI debería enviar a través del SITR, dependiendo del tipo de instalación en cuestión. De esta forma, cada empresa puede hacer una estimación de la envergadura del proyecto y los costos asociados al mismo.
El tercer gran aspecto al que hace mención la NTSyCS es el relacionado con el Factor de Potencia que deben tener los distintos abonados al SI en función de la tensión de la barra a la cual están conectados. Si bien en Chile ya existen disposiciones reglamentarias para un mínimo factor de potencia, la NTSyCS es aún más exigente al subir dichos niveles y el período de muestreo de las señales de potencia.
 Estos tres aspectos, entre otros, nos dan a entender que las soluciones a adoptar por parte de las empresas de Generación, Transmisión, Distribución y Clientes Libres, tienen un grado no menor de complejidad. De ahí la necesidad de acudir a especia-listas que demuestren experiencia, no sólo en el marco regulatorio nacional, sino también en la implementación de este tipo de proyectos en particular. | 
