Top-002-4

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
A. Introduction
1.

Title: Operations Planning  

2.

Number: TOP‐002‐4 

3.

Purpose: To ensure that Transmission Operators and Balancing Authorities have plans 
for operating within specified limits. 

4.

Applicability: 

4.1. Transmission Operator  
4.2. Balancing Authority 
5.

Effective Date:   
See Implementation Plan.  

6.

Background:  
See Project 2014‐03 project page. 

B. Requirements and Measures
R1. Each Transmission Operator shall have an Operational Planning Analysis that will allow 
it to assess whether its planned operations for the next day within its Transmission 
Operator Area will exceed any of its System Operating Limits (SOLs).  [Violation Risk 
Factor: Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
M1. Each Transmission Operator shall have evidence of a completed Operational Planning 
Analysis.  Such evidence could include but is not limited to dated power flow study 
results.  
R2. Each Transmission Operator shall have an Operating Plan(s) for next‐day operations to 
address potential System Operating Limit (SOL) exceedances identified as a result of 
its Operational Planning Analysis as required in Requirement R1.  [Violation Risk 
Factor: Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
M2. Each Transmission Operator shall have evidence that it has an Operating Plan to 
address potential System Operating Limits (SOLs) exceedances identified as a result of 
the Operational Planning Analysis performed in Requirement R1.  Such evidence could 
include but it is not limited to plans for precluding operating in excess of each SOL that 
was identified as a result of the Operational Planning Analysis.  
R3. Each Transmission Operator shall notify entities identified in the Operating Plan(s) 
cited in Requirement R2 as to their role in those plan(s).  [Violation Risk Factor: 
Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
M3. Each Transmission Operator shall have evidence that it notified entities identified in 
the Operating Plan(s) cited in Requirement R2 as to their role in the plan(s).  Such 
evidence could include but is not limited to dated operator logs, or e‐mail records.    

Page 1 of 10 

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
R4. Each Balancing Authority shall have an Operating Plan(s) for the next‐day that 
addresses: [Violation Risk Factor: Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
4.1 Expected generation resource commitment and dispatch 
4.2   Interchange scheduling 
4.3    Demand patterns  

  4.4 Capacity and energy reserve requirements, including deliverability capability  
M4. Each Balancing Authority shall have evidence that it has developed a plan to operate 
within the criteria identified.  Such evidence could include but is not limited to dated 
operator logs or e‐mail records.  
R5. Each Balancing Authority shall notify entities identified in the Operating Plan(s) cited in 
Requirement R4 as to their role in those plan(s).  [Violation Risk Factor: Medium] [Time 
Horizon: Operations Planning]  
M5. Each Balancing Authority shall have evidence that it notified entities identified in the 
plan(s) cited in Requirement R4 as to their role in the plan(s).  Such evidence could 
include but is not limited to dated operator logs or e‐mail records.  
R6. Each Transmission Operator shall provide its Operating Plan(s) for next‐day operations 
identified in Requirement R2 to its Reliability Coordinator. [Violation Risk Factor: 
Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
M6. Each Transmission Operator shall have evidence that it provided its Operating Plan(s) 
for next‐day operations identified in Requirement R2 to its Reliability Coordinator.  
Such evidence could include but is not limited to dated operator logs or e‐mail 
records.  
R7. Each Balancing Authority shall provide its Operating Plan(s) for next‐day operations 
identified in Requirement R4 to its Reliability Coordinator.  [Violation Risk Factor: 
Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
M7. Each Balancing Authority shall have evidence that it provided its Operating Plan(s) for 
next‐day operations identified in Requirement R4 to its Reliability Coordinator.  Such 
evidence could include but is not limited to dated operator logs or e‐mail records. 

Page 2 of 10 

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
C. Compliance
1.

Compliance Monitoring Process 
1.1. Compliance Enforcement Authority 
As defined in the NERC Rules of Procedure, “Compliance Enforcement Authority” 
(CEA) means NERC or the Regional Entity in their respective roles of monitoring 
and enforcing compliance with the NERC Reliability Standards. 
1.2. Compliance Monitoring and Assessment Processes 
As defined in the NERC Rules of Procedure, “Compliance Monitoring and 
Assessment Processes” refers to the identification of the processes that will be 
used to evaluate data or information for the purpose of assessing performance 
or outcomes with the associated reliability standard. 
1.3. Data Retention 
The following evidence retention periods identify the period of time an entity is 
required to retain specific evidence to demonstrate compliance.  For instances 
where the evidence retention period specified below is shorter than the time 
since the last audit, the Compliance Enforcement Authority may ask an entity to 
provide other evidence to show that it was compliant for the full time period 
since the last audit. 
Each Transmission Operator and Balancing Authority shall keep data or evidence 
to show compliance for each applicable Requirement for a rolling 90‐calendar 
days period for analyses, the most recent 90‐calendar days for voice recordings, 
and 12 months for operating logs and e‐mail records unless directed by its 
Compliance Enforcement Authority to retain specific evidence for a longer 
period of time as part of an investigation. 
If a Transmission Operator or Balancing Authority is found non‐compliant, it shall 
keep information related to the non‐compliance until found compliant or the 
time period specified above, whichever is longer. 
The Compliance Enforcement Authority shall keep the last audit records and all 
requested and submitted subsequent audit records  
1.4. Additional Compliance Information 
None.

Page 3 of 10 

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
Table of Compliance Elements
R # 

Time Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

R1 

Operations 
Planning 

Medium 

N/A 

N/A 

N/A 

The Transmission 
Operator did not 
have an Operational 
Planning Analysis 
allowing it to assess 
whether its planned 
operations for the 
next day within its 
Transmission 
Operator Area 
exceeded any of its 
System Operating 
Limits (SOLs). 

R2 

Operations 
Planning 

Medium 

N/A 

N/A 

N/A 

The Transmission 
Operator did not 
have an Operating 
Plan to address 
potential System 
Operating Limit 
(SOL) exceedances 
identified as a result 
of the Operational 
Planning Analysis 
performed in 
Requirement R1. 

Page 4 of 10

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
R # 

Time Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

For the Requirement R3 and R5 VSLs only, the intent of the SDT is to start with the Severe VSL first and then to work your way to 
the left until you find the situation that fits.  In this manner, the VSL will not be discriminatory by size of entity.  If a small entity 
has just one affected reliability entity to inform, the intent is that that situation would be a Severe violation. 
R3 

Operations 
Planning 

Medium 

The Transmission 
Operator did not 
notify one impacted 
entity or 5% or less 
of the entities, 
whichever is greater 
identified in the 
Operating Plan(s) as 
to their role in the 
plan(s). 

The Transmission 
Operator did not 
notify two entities or 
more than 5% and 
less than or equal to 
10% of the impacted 
entities, whichever 
is greater, identified 
in the Operating 
Plan(s) as to their 
role in the plan(s). 

The Transmission 
Operator did not 
notify three 
impacted entities or 
more than 10% and 
less than or equal to 
15% of the entities, 
whichever is greater, 
identified in the 
Operating Plan(s) as 
to their role in the 
plan(s). 

The Transmission 
Operator did not 
notify four or more 
entities or more than 
15% of the impacted 
NERC identified in the 
Operating Plan(s) as 
to their role in the 
plan(s). 

R4 

Operations 
Planning 

Medium 

The Balancing 
Authority has an 
Operating Plan but it 
does not address 
one of the criteria in 
Requirement R4. 

The Balancing 
Authority has an 
Operating Plan but it 
does not address 
two of the criteria in 
Requirement R4.  

The Balancing 
Authority has an 
Operating Plan but it 
does not address 
three of the criteria 
in Requirement R4. 

The Balancing 
Authority did not 
have an Operating 
Plan.  

The Balancing 
Authority did not 
notify one impacted 
entity or 5% or less 

The Balancing 
Authority did not 
notify two entities or 
more than 5% and 

The Balancing 
Authority did not 
notify three 
impacted entities or 

The Balancing 
Authority did not 
notify four or more 
entities or more than 

R5 

Operations 
Planning 

Medium 

Page 5 of 10

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
R # 

Time Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

of the entities, 
whichever is greater, 
identified in the 
Operating Plan(s) as 
to their role in the 
plan(s). 

less than or equal to 
10% of the impacted 
entities, whichever 
is greater, identified 
in the Operating 
Plan(s) as to their 
role in the plan(s). 

more than 10% and 
less than or equal to 
15% of the entities, 
whichever is greater, 
identified in the 
Operating Plan(s) as 
to their role in the 
plan(s). 

15% of the impacted 
entities identified in 
the Operating Plan(s) 
as to their role in the 
plan(s). 

R6 

Operations 
Planning 

Medium 

N/A 

N/A 

N/A 

The Transmission 
Operator did not 
provide its Operating 
Plan(s) for next‐day 
operations as 
identified in 
Requirement R2 to its 
Reliability 
Coordinator.  

R7 

Operations 
Planning 

Medium 

N/A 

N/A 

N/A 

The Balancing 
Authority did not 
provide its Operating 
Plan(s) for next‐day 
operations as 
identified in 
Requirement R4 to its 
Reliability 
Coordinator. 

Page 6 of 10

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
D. Regional Variances
None. 
E. Interpretations
None. 
F. Associated Documents
Operating Plan ‐ An Operating Plan includes general Operating Processes and specific 
Operating Procedures. It may be an overview document which provides a prescription for 
an Operating Plan for the next‐day, or it may be a specific plan to address a specific SOL or 
IROL exceedance identified in the Operational Planning Analysis (OPA). Consistent with the 
NERC definition, Operating Plans can be general in nature, or they can be specific plans to 
address specific reliability issues.  The use of the term Operating Plan in the revised 
TOP/IRO standards allows room for both. An Operating Plan references processes and 
procedures which are available to the System Operator on a daily basis to allow the 
operator to reliably address conditions which may arise throughout the day. It is valid for 
tomorrow, the day after, and the day after that. Operating Plans should be augmented by 
temporary operating guides which outline prevention/mitigation plans for specific 
situations which are identified day‐to‐day in an OPA or a Real‐time Assessment (RTA). As 
the definition in the Glossary of Terms states, a restoration plan is an example of an 
Operating Plan. It contains all the overarching principles that the System Operator needs to 
work his/her way through the restoration process. It is not a specific document written for a 
specific blackout scenario but rather a collection of tools consisting of processes, 
procedures, and automated software systems that are available to the operator to use in 
restoring the system. An Operating Plan can in turn be looked upon in a similar manner. It 
does not contain a prescription for the specific set‐up for tomorrow but contains a 
treatment of all the processes, procedures, and automated software systems that are at the 
operator’s disposal. The existence of an Operating Plan, however, does not preclude the 
need for creating specific action plans for specific SOL or IROL exceedances identified in the 
OPA. When a Reliability Coordinator performs an OPA, the analysis may reveal instances of 
possible SOL or IROL exceedances for pre‐ or post‐Contingency conditions.  In these 
instances, Reliability Coordinators are expected to ensure that there are plans in place to 
prevent or mitigate those SOLs or IROLs, should those operating conditions be encountered 
the next day. The Operating Plan may contain a description of the process by which specific 
prevention or mitigation plans for day‐to‐day SOL or IROL exceedances identified in the OPA 
are handled and communicated.  This approach could alleviate any potential administrative 
burden associated with perceived requirements for continual day‐to‐day updating of “the 
Operating Plan document” for compliance purposes. 

Page 7 of 10

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 
Version History
Version 

Date 

Action 

Change Tracking 

0 

April 1, 2005 

Effective Date 

New 

0 

August 8, 2005 

Removed “Proposed” from Effective 
Date 

Errata 

1 

August 2, 2006 

Adopted by Board of Trustees 

Revised 

2 

November 1, 2006 

Adopted by Board of Trustees 

Revised 

2 

June 14, 2007 

Fixed typo in R11., (subject to …) 

Errata 

2a 

February 10, 2009 

Added Appendix 1 – Interpretation of 
R11 approved by BOT on February 10, 
2009 

Interpretation 

2a 

December 2, 2009 

2b 

November 4, 2010 

Added Appendix 2 – Interpretation of 
R10 adopted by the Board of Trustees 

2b 

October 20, 2011 

FERC Order issued approving the 
Interpretation of R10 (FERC’s Order 
became effective on October 20, 2011) 

2.1b 

March 8, 2012 

Errata adopted by Standards 
Committee; 

Errata 

Interpretation of R11 approved by FERC  Same Interpretation
on December 2, 2009 

(Removed unnecessary language from 
the Effective Date section.  Deleted 
retired sub‐requirements from 
Requirement R14) 
2.1b 

April 11, 2012 

Additional errata adopted by Standards 
Committee; (Deleted language from 
retired sub‐requirement from Measure 
M7) 

Errata 

2.1b 

September 13, 2012 

FERC approved  

Errata 

3 

May 6, 2012 

Revisions under Project 2007‐03 

Revised 

Page 8 of 10

Standard TOP‐002‐4 — Operations Planning 

3 

May 9, 2012 

Adopted by Board of Trustees 

Revised 

4 

April 2014 

Revisions under Project 2014‐03 

Revised  

4 

November 13, 2014 

Adopted by NERC Board of Trustees 

Revisions under 
Project 2014‐03 

Page 9 of 10

Standard TOP‐002‐4 — Guidelines and Technical Basis 
Guidelines and Technical Basis 
Rationale: 
During development of this standard, text boxes were embedded within the standard to explain 
the rationale for various parts of the standard.  Upon BOT approval, the text from the rationale 
text boxes was moved to this section. 
Rationale for Definitions: 
Changes made to the proposed definitions were made in order to respond to issues raised in 
NOPR paragraphs 55, 73, and 74 dealing with analysis of SOLs in all time horizons, questions on 
Protection Systems and Special Protection Systems in NOPR paragraph 78, and 
recommendations on phase angles from the SW Outage Report (recommendation 27). The 
intent of such changes is to ensure that Real‐time Assessments contain sufficient details to 
result in an appropriate level of situational awareness.  Some examples include: 1) analyzing 
phase angles which may result in the implementation of an Operating Plan to adjust generation 
or curtail transactions so that a Transmission facility may be returned to service, or 2) 
evaluating the impact of a modified Contingency resulting from the status change of a Special 
Protection Scheme from enabled/in‐service to disabled/out‐of‐service. 

Rationale for R1: 
Terms deleted in Requirement R1 as they are now contained in the revised definition of 
Operational Planning Analysis  

Rationale for R2:  
The change to Requirement R2 is in response to NOPR paragraph 42 and in concert with 
proposed changes made to proposed TOP‐001‐4 

Rationale for R3: 
Changes in response to IERP recommendation  

Rationale for R4 and R5:  
These Requirements were added to address IERP recommendations  

Rationale for R6 and R7:  
Added in response to SW Outage Report recommendation 1  

Page 10 of 10

* FOR INFORMATIONAL PURPOSES ONLY *
Enforcement Dates: Standard TOP-002-4 — Operations Planning
United States
Standard

Requirement

TOP-002-4

All

Enforcement Date

Inactive Date

This standard has not yet been approved by the applicable regulatory authority.

Printed On: July 30, 2015, 01:29 PM