Top-003-3

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
A. Introduction
1.

Title: Operational Reliability Data 

2.

Number: TOP‐003‐3 

3.

Purpose: To ensure that the Transmission Operator and Balancing Authority have 
data needed to fulfill their operational and planning responsibilities. 

4.

Applicability: 

4.1. Transmission Operator 
4.2. Balancing Authority 
4.3. Generator Owner 
4.4. Generator Operator 
4.5. Load‐Serving Entity 
4.6. Transmission Owner 
4.7. Distribution Provider
5.

Effective Date:   
See Implementation Plan.  

6.

Background:  
See Project 2014‐03 project page. 

B. Requirements and Measures
R1. Each Transmission Operator shall maintain a documented specification for the data 
necessary for it to perform its Operational Planning Analyses, Real‐time monitoring, 
and Real‐time Assessments.  The data specification shall include, but not be limited to: 
[Violation Risk Factor: Low] [Time Horizon: Operations Planning] 
1.1.

A list of data and information needed by the Transmission Operator to 
support its Operational Planning Analyses, Real‐time monitoring, and Real‐
time Assessments including non‐BES data and external network data as 
deemed necessary by the Transmission Operator.   

1.2.

Provisions for notification of current Protection System and Special Protection 
System status or degradation that impacts System reliability.  

1.3.

A periodicity for providing data. 

1.4.

The deadline by which the respondent is to provide the indicated data. 

M1. Each Transmission Operator shall make available its dated, current, in force 
documented specification for data.  

Page 1 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
R2.

Each Balancing Authority shall maintain a documented specification for the data 
necessary for it to perform its analysis functions and Real‐time monitoring.  The data 
specification shall include, but not be limited to: [Violation Risk Factor: Low] [Time 
Horizon: Operations Planning] 
2.1.

A list of data and information needed by the Balancing Authority to support 
its analysis functions and Real‐time monitoring.  

2.2.

Provisions for notification of current Protection System and Special Protection 
System status or degradation that impacts System reliability.  

2.3.

A periodicity for providing data.  

2.4.

The deadline by which the respondent is to provide the indicated data. 

M2. Each Balancing Authority shall make available its dated, current, in force documented 
specification for data.  
R3. Each Transmission Operator shall distribute its data specification to entities that have 
data required by the Transmission Operator’s Operational Planning Analyses, Real‐
time monitoring, and Real‐time Assessment.  [Violation Risk Factor: Low] [Time 
Horizon: Operations Planning] 
M3. Each Transmission Operator shall make available evidence that it has distributed its 
data specification to entities that have data required by the Transmission Operator’s 
Operational Planning Analyses, Real‐time monitoring, and Real‐time Assessments.  
Such evidence could include but is not limited to web postings with an electronic 
notice of the posting, dated operator logs, voice recordings, postal receipts showing 
the recipient, date and contents, or e‐mail records.  

R4. Each Balancing Authority shall distribute its data specification to entities that have 
data required by the Balancing Authority’s analysis functions and Real‐time 
monitoring.  [Violation Risk Factor: Low] [Time Horizon: Operations Planning]  
M4. Each Balancing Authority shall make available evidence that it has distributed its data 
specification to entities that have data required by the Balancing Authority’s analysis 
functions and Real‐time monitoring.  Such evidence could include but is not limited to 
web postings with an electronic notice of the posting, dated operator logs, voice 
recordings, postal receipts showing the recipient, or e‐mail records. 
R5. Each Transmission Operator, Balancing Authority, Generator Owner, Generator 
Operator,  Load‐Serving Entity, Transmission Owner, and Distribution Provider 
receiving a data specification in Requirement R3 or R4 shall satisfy the obligations of 
the documented specifications using: [Violation Risk Factor: Medium] [Time Horizon: 
Operations Planning, Same‐Day Operations, Real‐time Operations] 
5.1. A mutually agreeable format  
5.2. A mutually agreeable process for resolving data conflicts   
5.3. A mutually agreeable security protocol   

Page 2 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
M5. Each Transmission Operator, Balancing Authority, Generator Owner, Generator 
Operator, Load‐Serving Entity, Transmission Owner, and Distribution Provider 
receiving a data specification in Requirement R3 or R4 shall make available evidence 
that it has satisfied the obligations of the documented specifications.  Such evidence 
could include, but is not limited to, electronic or hard copies of data transmittals or 
attestations of receiving entities. 
C. Compliance
1.

Compliance Monitoring Process 
1.1. Compliance Monitoring Process 
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 responsible entity shall keep data or evidence to show compliance as 
identified below unless directed by its Compliance Enforcement Authority to 
retain specific evidence for a longer period of time as part of an investigation: 
Each Transmission Operator shall retain its dated, current, in force, documented 
specification for the data necessary for it to perform its Operational Planning 
Analyses, Real‐time monitoring, and Real‐time Assessments in accordance with 
Requirement R1 and Measurement M1 as well as any documents in force since 
the last compliance audit.  
Each Balancing Authority shall retain its dated, current, in force, documented 
specification for the data necessary for it to perform its analysis functions and 
Real‐time monitoring in accordance with Requirement R2 and Measurement M2 
as well as any documents in force since the last compliance audit. 
Each Transmission Operator shall retain evidence for three calendar years that it 
has distributed its data specification to entities that have data required by the 

Page 3 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
Transmission Operator’s Operational Planning Analyses, Real‐time monitoring, 
and Real‐time Assessments in accordance with Requirement R3 and 
Measurement M3.   
Each Balancing Authority shall retain evidence for three calendar years that it 
has distributed its data specification to entities that have data required by the 
Balancing Authority’s analysis functions and Real‐time monitoring in accordance 
with Requirement R4 and Measurement M4.   
Each Balancing Authority, Generator Owner, Generator Operator, Load‐Serving 
Entity, Transmission Operator, Transmission Owner, and Distribution Provider 
receiving a data specification in Requirement R3 or R4 shall retain evidence for 
the most recent 90‐calendar days that it has satisfied the obligations of the 
documented specifications in accordance with Requirement R5 and 
Measurement M5.   
If a responsible entity is found non‐compliant, it shall keep information related 
to the non‐compliance until mitigation is complete and approved 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 4 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
Table of Compliance Elements
R # 

R1 

Time Horizon 

Operations 
Planning 

VRF 

Low 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

The Transmission 
Operator did not 
include one of the 
parts (Part 1.1 
through Part 1.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments.    

The Transmission 
Operator did not 
include two of the 
parts (Part 1.1 
through Part 1.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments.  

The Transmission 
Operator did not 
include three of the 
parts (Part 1.1 
through Part 1.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments. 

The Transmission 
Operator did not 
include four of the 
parts (Part 1.1 
through Part 1.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments. 
OR,  
The Transmission 
Operator did not have 
a documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments.  

Page 5 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
R # 

R2 

Time Horizon 

Operations 
Planning 

VRF 

Low 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

The Balancing 
Authority did not 
include one of the 
parts (Part 2.1 
through Part 2.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its analysis 
functions and Real‐
time monitoring. 

The Balancing 
Authority did not 
include two of the 
parts (Part 2.1 
through Part 2.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its analysis 
functions and Real‐
time monitoring. 

The Balancing 
Authority did not 
include three of the 
parts (Part 2.1 
through Part 2.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its analysis 
functions and Real‐
time monitoring. 

The Balancing 
Authority did not 
include four of the 
parts (Part 2.1 
through Part 2.4) of 
the documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its analysis 
functions and Real‐
time monitoring. 
OR,  
The Balancing 
Authority did not 
have a documented 
specification for the 
data necessary for it 
to perform its analysis 
functions and Real‐
time monitoring. 

For the Requirement R3 and R4 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 

Low 

The Transmission 
Operator did not 
distribute its data 

The Transmission 
Operator did not 
distribute its data 

The Transmission 
Operator did not 
distribute its data 

The Transmission 
Operator did not 
distribute its data 

Page 6 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
R # 

R4 

Time Horizon 

Operations 
Planning 

VRF 

Low 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

specification to one 
entity, or 5% or less of 
the entities, 
whichever is greater, 
that have data 
required by the 
Transmission 
Operator’s 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments. 

specification to two  
entities, or more than 
5% and less than or 
equal to10% of the 
reliability entities, 
whichever is greater, 
that have data 
required by the 
Transmission 
Operator’s 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments. 

specification to three  
entities, or more than 
10% and less than or 
equal to 15% of the 
reliability entities, 
whichever is greater, 
that have data 
required by the 
Transmission 
Operator’s 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments. 

specification to four 
or more entities, or 
more than 15% of the 
entities that have 
data required by the 
Transmission 
Operator’s 
Operational Planning 
Analyses, Real‐time 
monitoring, and Real‐
time Assessments. 

The Balancing 
Authority did not 
distribute its data 
specification to one 
entity, or 5% or less of 
the entities, 
whichever is greater, 
that have data 
required by the 
Balancing Authority’s 
analysis functions and 
Real‐time monitoring. 

The Balancing 
Authority did not 
distribute its data 
specification to two  
entities, or more than 
5% and less than or 
equal to 10% of the 
entities, whichever is 
greater, that have 
data required by the 
Balancing Authority’s 
analysis functions and 
Real‐time monitoring. 

The Balancing 
Authority did not 
distribute its data 
specification to three 
entities, or more than 
10% and less than or 
equal to 15% of the 
entities, whichever is 
greater, that have 
data required by the 
Balancing Authority’s 
analysis functions and 
Real‐time monitoring. 

The Balancing 
Authority did not 
distribute its data 
specification to four 
or more entities, or 
more than 15% of the 
entities that have 
data required by the 
Balancing Authority’s 
analysis functions and 
Real‐time monitoring. 

Page 7 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
R # 

Time Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

R5 

Moderate VSL 

Operations  Medium   The responsible 
The responsible entity 
Planning, 
entity receiving a data  receiving a data 
specification in 
Same‐Day 
specification in 
Operations, 
Requirement R3 or R4  Requirement R3 or R4 
satisfied the 
Real‐time 
satisfied the 
Operations 
obligations in the data  obligations in the data 
specification but did 
specification but did 
not meet one of the 
not meet two of the 
criteria shown in 
criteria shown in 
Requirement R5 
Requirement R5 
(Parts 5.1 – 5.3). 
(Parts 5.1 – 5.3). 

High VSL 

Severe VSL 

The responsible entity 
receiving a data 
specification in 
Requirement R3 or R4 
satisfied the 
obligations in the data 
specification but did 
not meet three of the 
criteria shown in 
Requirement R5 
(Parts 5.1 – 5.3). 

The responsible entity 
receiving a data 
specification in 
Requirement R3 or R4 
did not satisfy the 
obligations of the 
documented 
specifications for 
data. 

Page 8 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — Operational Reliability Data 
D. Regional Variances
None. 
E. Interpretations
None. 
F. Associated Documents
None. 

Version History
Version 

Date 

0 

April 1, 2005 

0 

August 8, 2005 

1 

Action 
Effective Date 
Removed “Proposed” from Effective 
Date 
Modified R1.2  
Modified M1 

Change Tracking 
New 
Errata 
Revised 

Replaced Levels of Non‐compliance 
with the Feb 28, BOT approved 
Violation Severity Levels (VSLs) 
1 

October 17, 2008 

Adopted by NERC Board of Trustees 

1 

March 17, 2011 

Order issued by FERC approving TOP‐
003‐1 (approval effective 5/23/11) 

2 

May 6, 2012 

Revised under Project 2007‐03 

Revised 

2 

May 9, 2012 

Adopted by Board of Trustees 

Revised 

3 

April 2014 

Changes pursuant to Project 2014‐03 

Revised 

3 

November 13, 2014  Adopted by Board of Trustees 

Revisions under 
Project 2014‐03 

Page 9 of 10 

Standard TOP‐003‐3 — 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:   
Changes to proposed Requirement R1, Part 1.1 are in response to issues raised in NOPR 
paragraph 67 on the need for obtaining non‐BES and external network data necessary for the 
Transmission Operator to fulfill its responsibilities.    
Proposed Requirement R1, Part 1.2 is in response to NOPR paragraph 78 on relay data. The 
language has been moved from approved PRC‐001‐1.  
Corresponding changes have been made to Requirement R2 for the Balancing Authority and to 
proposed IRO‐010‐2, Requirement R1 for the Reliability Coordinator.  
Rationale for R5:   
Proposed Requirement R5, Part 5.3 is in response to NOPR paragraph 92 where concerns were 
raised about data exchange through secured networks. 

Page 10 of 10 

* FOR INFORMATIONAL PURPOSES ONLY *
Enforcement Dates: Standard TOP-003-3 — Operational Reliability Data
United States
Standard

Requirement

TOP-003-3

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