Iro-017-1

Standard IRO‐017‐1 — Outage Coordination 
A. Introduction
1.

Title: Outage Coordination 

2.

Number: IRO‐017‐1  

3.

Purpose: To ensure that outages are properly coordinated in the Operations Planning 
time horizon and Near‐Term Transmission Planning Horizon.  

4.

Applicability: 
4.1. Reliability Coordinator 
4.2. Transmission Operator 
4.3. Balancing Authority 
4.4. Planning Coordinator 
4.5. Transmission Planner  

5.

Effective Date:   
See Implementation Plan.  

6.

Background:  
See Project 2014‐03 project page. 

B. Requirements and Measures
R1. Each Reliability Coordinator shall develop, implement, and maintain an outage 
coordination process for generation and Transmission outages within its Reliability 
Coordinator Area.  The outage coordination process shall: [Violation Risk Factor: 
Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
1.1.

Identify applicable roles and reporting responsibilities including: 
1.1.1. Development and communication of outage schedules. 
1.1.2. Assignment of coordination responsibilities for outage schedules 
between Transmission Operator(s) and Balancing Authority(s).  

1.2.

Specify outage submission timing requirements. 

1.3.

Define the process to evaluate the impact of Transmission and generation 
outages within its Wide Area. 

1.4.

Define the process to coordinate the resolution of identified outage conflicts 
with its Transmission Operators and Balancing Authorities, and other 
Reliability Coordinators.  

M1. Each Reliability Coordinator shall make available its dated, current, in force outage 
coordination process for generation and Transmission outages within its Reliability 
Coordinator Area. 

Page 1 of 7 

Standard IRO‐017‐1 — Outage Coordination 

R2. Each Transmission Operator and Balancing Authority shall perform the functions 
specified in its Reliability Coordinator’s outage coordination process.  [Violation Risk 
Factor: Medium] [Time Horizon: Operations Planning] 
M2.  Each Transmission Operator and Balancing Authority shall provide evidence upon 
request that it performed the functions specified in its Reliability Coordinator’s outage 
coordination process.  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. 
R3. Each Planning Coordinator and Transmission Planner shall provide its Planning 
Assessment to impacted Reliability Coordinators.  [Violation Risk Factor: Medium] 
[Time Horizon: Long‐term Planning]  
M3. Each Planning Coordinator and Transmission Planner shall provide evidence upon 
request showing that it provided its Planning Assessment to impacted Reliability 
Coordinators.  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 Planning Coordinator and Transmission Planner shall jointly develop solutions 
with its respective Reliability Coordinator(s) for identified issues or conflicts with 
planned outages in its Planning Assessment for the Near‐Term Transmission Planning 
Horizon. [Violation Risk Factor: Medium] [Time Horizon: Long‐term Planning] 
M4. Each Planning Coordinator, and Transmission Planner shall provide evidence upon 
request showing that it jointly developed solutions with its respective Reliability 
Coordinator(s) for identified issues or conflicts with planned outages in its Planning 
Assessment for the Near‐term Transmission Planning Horizon.  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. 
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. 

Page 2 of 7 

Standard IRO‐017‐1 — Outage Coordination 
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 Reliability Coordinator shall retain its dated, current, in force, outage 
coordination process in accordance with Requirement R1 and Measurement M1 
as well as any documents in force since the last compliance audit.  
Each Transmission Operator and Balancing Authority shall retain evidence for 
three calendar years that it followed its Reliability Coordinator outage 
coordination process in accordance with Requirement R2 and Measurement M2. 
Each Planning Coordinator and Transmission Planner shall retain evidence for 
three calendar years that it has its Planning Assessment to impacted Reliability 
Coordinators in accordance with Requirement R3 and Measurement M3.   
Each Reliability Coordinator, Planning Coordinator, and Transmission Planner 
shall retain evidence for three calendar years that it has coordinated solutions 
within the Reliability Coordinator Area for identified issues or conflicts with 
planned outages in the Planning Assessment in accordance with Requirement R4 
and Measurement M4.   
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 3 of 7 

Standard IRO‐017‐1 — Outage Coordination 
Table of Compliance Elements
R # 

Time 
Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

Moderate VSL 

High VSL 

Severe VSL 

R1 

Operations 
Planning 

Medium  The Reliability 
Coordinator did 
develop, 
implement, and 
maintain an 
outage 
coordination 
process for 
generation and 
Transmission 
outages within its 
Reliability 
Coordinator Area 
but it was missing 
one of the parts 
specified in 
Requirement R1 
(Parts 1.1 – 1.4).  

The Reliability 
Coordinator did 
develop, 
implement, and 
maintain an outage 
coordination 
process for 
generation and 
Transmission 
outages within its 
Reliability 
Coordinator Area 
but it was missing 
two of the parts 
specified in 
Requirement R1 
(Parts 1.1 – 1.4). 

The Reliability 
Coordinator did 
develop, 
implement, and 
maintain an outage 
coordination 
process for 
generation and 
Transmission 
outages within its 
Reliability 
Coordinator Area 
but it was missing 
three of the parts 
specified in 
Requirement R1 
(Parts 1.1 – 1.4). 

The Reliability Coordinator did develop, 
implement, and maintain an outage 
coordination process for generation and 
Transmission outages within its 
Reliability Coordinator Area but it was 
missing all four of the parts specified in 
Requirement R1 (Parts 1.1 – 1.4). 
OR,  
The Reliability Coordinator did not 
develop, implement, and maintain an 
outage coordination process for 
generation and Transmission outages 
within its Reliability Coordinator Area.  

R2 

Operations 
Planning 

Medium  N/A 

N/A 

N/A 

The Transmission Operator or Balancing 
Authority did not perform the functions 
specified in its Reliability Coordinator’s 
outage coordination process. 

R3 

Operations 
Planning 

Medium  N/A 

N/A 

N/A 

The Planning Coordinator or 
Transmission Planner did not provide its 
Planning Assessment to impacted 
Reliability Coordinators. 

Page 4 of 7

Standard IRO‐017‐1 — Outage Coordination 

R # 

Time 
Horizon 

VRF 

Violation Severity Levels 
Lower VSL 

R4 

Operations 
Planning 

Medium  N/A 

Moderate VSL 
N/A 

High VSL 
N/A 

Severe VSL 
The Planning Coordinator or 
Transmission Planner did not jointly 
develop solutions with its respective 
Reliability Coordinator(s) for identified 
issues or conflicts with planned outages 
in its Planning Assessment for the Near‐
term Transmission Planning Horizon. 

Page 5 of 7

Standard IRO‐017‐1 — Outage Coordination 
D. Regional Variances
None. 
E. Interpretations
None. 
F. Associated Documents
Time Horizon: The official definition of the Operations Planning Time Horizon is: “operating 
and resource plans from day‐ahead up to and including seasonal.” The SDT equates 
‘seasonal’ as being up to one year out and that these requirements covers the period from 
day‐ahead to one year out. 

Version History
Version 

Date 

Action 

Change Tracking 

1 

April 2014 

New standard developed by Project 
2014‐03 

New 

1 

November 13, 
2014 

Adopted by NERC Board of Trustees 

Revisions under 
Project 2014‐03 

Page 6 of 7

Standard IRO‐017‐1 — Guideline 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. 
This standard is in response to issues raised in NOPR paragraph 90 and recommendations made 
by the Independent Expert Review Panel and SW Outage Report on the need for an outage 
coordination standard. It allows for one cohesive standard to address all outage coordination 
concerns as opposed to having multiple requirements spread throughout the various standards. 
Rationale for Time Horizon:   
The official definition of the Operations Planning Time Horizon is: “operating and resource plans 
from day‐ahead up to and including seasonal.” The SDT equates ‘seasonal’ as being up to one 
year out and that these requirements covers the period from day‐ahead to one year out. 
Rationale for R3:  
Planning Assessment is a defined term and a document that Planning Coordinators and 
Transmission Planners already have to produce for approved TPL‐001‐4.  It is not a compilation 
of load flow studies but a textual summary of what was found in those studies including 
rationales and assumptions.    
Rationale for R4:  
The SDT has re‐written Requirement R4 to show that the process starts with the Planning 
Assessments created by the Planning Coordinator and Transmission Planner and then those 
Planning Assessments are reviewed and reconciled as needed with the Reliability Coordinator. 
This is in response to comments in paragraph 90 of the FERC NOPR about directly involving the 
Reliability Coordinator in the planning process for periods beyond the present one year 
outreach as well as recommendations in the IERP.  The re‐write should not be construed as 
relieving the Reliability Coordinator of responsibilities in this area but simply as a reflection of 
how the process actually starts.  

In the future, the SDT believes that such coordination should take place in the TPL standards 
and to support that position, the SDT has created an item in a draft SAR for TPL‐001‐4 that 
would revise Requirement R8 to make the Reliability Coordinator an explicit party in the review 
process described there.   
In addition, the SDT will submit a request to the Functional Model Working Team to adjust the 
roles and responsibilities of the Reliability Coordinator to this new paradigm. 

Page 7 of 7

* FOR INFORMATIONAL PURPOSES ONLY *
Enforcement Dates: Standard IRO-017-1 — Outage Coordination
United States
Standard

Requirement

IRO-017-1

All

Enforcement Date

Inactive Date

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

Printed On: July 30, 2015, 01:34 PM