RD18-4 Implementation Plan (Exhibit B)

Exhibit B
Implementation Plan

Implementation Plan

Project 2016-04 – Modifications to PRC-025-1
Reliability Standard PRC-025-2

Applicable Standard
 PRC‐025‐2 – Generator Relay Loadability 

Requested Retirement
 PRC‐025‐1 – Generator Relay Loadability 

Prerequisite Standard
 None 

Applicable Entities*
 Generator Owner 
 Transmission Owner 
 Distribution Provider 

*See the proposed standard for detailed applicability for functional entities and Facilities. 

Terms in the NERC Glossary of Terms
No definitions are proposed as a part of this standard. 

Background
The Reliability Standard PRC‐025‐1 went into effect in the United States on October 1, 2014 under a 
phased implementation plan based on two time frames. The first timeframe was provided to the 
Generator Owner, Transmission Owner, or Distribution Provider to apply settings to its existing load‐
responsive protective relays that are capable of meeting the standard while maintaining reliable fault 
protection. The second and extended timeframe was provided to the Generator Owner, Transmission 
Owner, or Distribution Provider that determined its existing load‐responsive protective relays require 
replacement or removal. The PRC‐025‐1 standard drafting team recognized that it may be necessary to 
replace a legacy load‐responsive protective relay with a modern advanced‐technology relay that can be 
set using functions such as load encroachment or that removal of the load‐responsive protective relay is 
the best alternative to satisfy the entity’s protection criteria and meet the requirements of PRC‐025‐1. 

General Considerations
This Implementation Plan supersedes and retires the Implementation Plan PRC‐025‐1 – Generator Relay 
Loadability1 such that entities are not required to implement the requirements in the PRC‐025 Reliability 
Standard until the dates provided herein. In drafting this Implementation Plan, the PRC‐025‐2 standard 
drafting team considered the scope of the proposed revisions and the timing for regulatory approvals 
with respect to the phased‐in implementation dates for PRC‐025‐1. The first U.S. phased‐in 
implementation date for PRC‐025‐1 of October 1, 2019 applies to load‐responsive protective relays where 
the applicable entity will be making a setting change to meet the setting criteria of the standard while 
maintaining reliable fault protection. The second U.S. phased‐in implementation date for PRC‐025‐1 of 
October 1, 2021 applies to load‐responsive protective relays where the applicable entity will be removing 
or replacing the relay to meet the setting criteria of the standard while maintaining reliable fault 
protection. 
The PRC‐025‐2 Implementation Plan reflects consideration of the following: 
 The phased‐in implementation dates for PRC‐025‐1,
 The proposed Option 5b reduces the implementation burden to the applicable entities,
 The proposed revisions to Options 14b, 15b, and 16b may give reason for entities to re‐evaluate
their settings for load‐responsive protective relays,
 A few proposed Option(s) that now include the 50 element, and
 Generator outage cycles.
Effective Date
PRC‐025‐2 
Where approval by an applicable governmental authority is required, the standard shall become effective 
on the first day of the first calendar quarter after the effective date of the applicable governmental 
authority’s order approving the standard, or as otherwise provided for by the applicable governmental 
authority. 
Where approval by an applicable governmental authority is not required, the standard shall become 
effective on the first day of the first calendar quarter after the date the standard is adopted by the NERC 
Board of Trustees, or as otherwise provided for in that jurisdiction. 

1 http://www.nerc.com/pa/Stand/PRC0251RD/PRC_025_1_Implementation_Plan_2013_06_20_Draft_4_(Clean).pdf 

Implementation Plan 
Project 2016‐04 – Modifications to PRC‐025‐1  

2 

Effective Date and Phased-In Compliance Dates
Load‐responsive protective relays subject to the standard 
Each Generator Owner, Transmission Owner, or Distribution Provider shall not be required to comply with 
Requirement R1 until the following dates after the effective date of Reliability Standard PRC‐025‐2: 
Requirement

R1 

Applicability

Each Generator Owner, 
Transmission Owner, and 
Distribution Provider shall apply 
settings that are in accordance 
with PRC‐025‐2 – Attachment 1: 
Relay Settings, on each load‐
responsive protective relay while 
maintaining reliable fault 
protection. 

Implementation Date

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, the 
later of October 1, 2019 or 12 months after the 
effective date of Reliability Standard PRC‐025‐2, 
except as noted for the PRC‐025‐2 – Attachment 
1, Table 1 Relay Loadability Evaluation Criteria, 
Options listed below 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, the later of 
October 1, 2021 or 36 months after the effective 
date of Reliability Standard PRC‐025‐2, except as 
noted for the Table 1 Relay Loadability Evaluation 
Criteria Options listed below 

Phased-in implementation of specific Table 1 Relay Loadability Evaluation Criteria Options

Option

Option 5b 

Application and Relay Type
Asynchronous generating unit(s) 
(including inverter‐based 
installations), including Elements 
utilized in the aggregation of 
dispersed power producing 
resources applying any phase 
overcurrent relay (e.g., 51, or 51V‐
R – voltage‐restrained)2 

Implementation Date
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 24 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 48 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 

2 Phased‐in implementation of the phase overcurrent relay 50 element is provided under Options 5a and 5b. 

Implementation Plan 
Project 2016‐04 – Modifications to PRC‐025‐1  

3 

Synchronous generating unit(s), 
Options 2a,  including Elements utilized in the 
2b, and 2c  aggregation of dispersed power 
(50 element  producing resources applying, 
only) 
specifically the phase overcurrent 
relay 50 element 

Options 5a 
and 5b (50 
element 
only) 

Asynchronous generating unit(s) 
(including inverter‐based 
installations), including Elements 
utilized in the aggregation of 
dispersed power producing 
resources applying, specifically 
the phase overcurrent relay 50 
element 

Generator step‐up transformer(s) 
Options 8a,  connected to synchronous 
8b, and 8c  generators applying, specifically 
(50 element  the phase overcurrent relay 50 
only) 
element installed on generator‐
side of the GSU transformer 

Generator step‐up transformer(s) 
Option 11  connected to asynchronous 
(50 element  generators only (including 
only) 
inverter‐based installations) 
applying, specifically the phase 

Implementation Plan 
Project 2016‐04 – Modifications to PRC‐025‐1  

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 60 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 84 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 60 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 84 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 60 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 84 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 60 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 

4 

overcurrent 50 element – 
installed on generator‐side of the 
GSU transformer 

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 84 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
Unit auxiliary transformer(s) (UAT)  replacement or removal is not necessary, 60 
applying, specifically the phase 
months after the effective date of Reliability 
Options 13a 
overcurrent 50 element applied at  Standard PRC‐025‐2 
and 13b (50 
the high‐side terminals of the 
element 
Where determined by the Generator Owner, 
UAT, for which operation of the 
only) 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
relay will cause the associated 
replacement or removal is necessary, 84 months 
generator to trip 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 

Option 14b 

Option 15b 

Relays installed on the high‐side 
of the GSU transformer, including 
relays installed on the remote end 
of line, for Elements that connect 
the GSU transformer(s) to the 
Transmission system that are used 
exclusively to export energy 
directly from a BES generating 
unit or generating plant (except 
that Elements may also supply 
generating plant loads) – 
connected to synchronous 
generators applying a phase 
distance relay (e.g., 21) – 
directional toward the 
Transmission system 
Relays installed on the high‐side 
of the GSU transformer, including 
relays installed at the remote end 
of the line, for Elements that 
connect the GSU transformer(s) to 

Implementation Plan 
Project 2016‐04 – Modifications to PRC‐025‐1  

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 24 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 48 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 24 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 

5 

the Transmission system that are 
used exclusively to export energy 
directly from a BES generating 
unit or generating plant (except 
that Elements may also supply 
generating plant loads) – 
connected to synchronous 
generators applying a phase 
instantaneous overcurrent 
supervisory element (e.g., 50) – 
associated with current‐based, 
communication‐assisted schemes 
where the scheme is capable of 
tripping for loss of 
communications and/or phase 
time overcurrent relay (e.g., 51) 

Option 16b 

Relays installed on the high‐side 
of the GSU transformer, including 
relays installed at the remote end 
of the line, for Elements that 
connect the GSU transformer(s) to 
the Transmission system that are 
used exclusively to export energy 
directly from a BES generating 
unit or generating plant (except 
that Elements may also supply 
generating plant load.) –
connected to synchronous 
generators applying Phase 
directional instantaneous 
overcurrent supervisory element 
(e.g., 67) – associated with 
current‐based, communication‐
assisted schemes where the 
scheme is capable of tripping for 
loss of communications 
directional toward the 
Transmission system and/or 
phase directional time 
overcurrent relay (e.g., 67) – 
directional toward the 
Transmission system 

Implementation Plan 
Project 2016‐04 – Modifications to PRC‐025‐1  

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 48 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 24 
months after the effective date of Reliability 
Standard PRC‐025‐2 

Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 48 months 
after the effective date of Reliability Standard PRC‐
025‐2 

6 

Load‐responsive protective relays which become applicable to the standard 
Each Generator Owner, Transmission Owner, or Distribution Provider that owns load‐responsive 
protective relays that become applicable to this standard, not because of the actions of itself including but 
not limited to changes in NERC Registration Criteria or Bulk Electric System (BES) definition, shall not be 
required to comply with Requirement R1 until the following dates: 
Requirement 

Applicability 

R1 

Each Generator Owner, 
Transmission Owner, and 
Distribution Provider shall 
apply settings that are in 
accordance with PRC‐025‐2 
– Attachment 1: Relay
Settings, on each load‐
responsive protective relay 
while maintaining reliable 
fault protection. 

Implementation Date 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is not necessary, 60 months 
beyond the date the load‐responsive protective relays 
become applicable to the standard 
Where determined by the Generator Owner, 
Transmission Owner, or Distribution Provider that 
replacement or removal is necessary, 84 months beyond 
the date the load‐responsive protective relays become 
applicable to the standard 

Retirement Date
PRC‐025‐1 
Reliability Standard PRC‐025‐1 shall be retired immediately prior to the effective date of PRC‐025‐2 in the 
particular jurisdiction in which the revised standard is becoming effective. 
Phased-In Retirement
None 
Implementation Plan for Definitions
No definitions are proposed as a part of this standard. 

Implementation Plan 
Project 2016‐04 – Modifications to PRC‐025‐1  

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