NERC Petition, Exhibit B, Implementation Plan

Exhibit B
Implementation Plans

Exhibit B-1a
Implementation Plan PRC-005-6

Implementation Plan

Project 2007-17.4 PRC-005 FERC Order No. 803 Directive
PRC-005-6
Standards Involved

Approval: 


PRC‐005‐6 – Protection System, Automatic Reclosing, and Sudden Pressure Relaying 
Maintenance  

Retirement: 


PRC‐005‐5 – Protection System, Automatic Reclosing, and Sudden Pressure Relaying 
Maintenance 



PRC‐005‐4 Protection System, Automatic Reclosing, and Sudden Pressure Relaying Maintenance  



PRC‐005‐3 (ii) Protection System and Automatic Reclosing Maintenance 



PRC‐005‐3 (i) Protection System and Automatic Reclosing Maintenance 



PRC‐005‐3 Protection System and Automatic Reclosing Maintenance 



PRC‐005‐2 (ii) Protection System Maintenance  



PRC‐005‐2 (i) Protection System Maintenance 



PRC‐005‐1.1b – Transmission and Generation Protection System Maintenance and Testing 



PRC‐008‐0 – Implementation and Documentation of Underfrequency Load Shedding Equipment 
Maintenance Program 



PRC‐011‐0 – Undervoltage Load Shedding System Maintenance and Testing 



PRC‐017‐0 – Special Protection System Maintenance and Testing 

Prerequisite Approvals:

N/A  

Background:

In Order No. 803, FERC approved Standard PRC‐005‐3 and, in Paragraph 31, directed NERC to:  
"...develop  modifications  to  PRC‐005‐3  to  include  supervisory  devices 
associated  with  auto‐reclosing  relay  schemes  to  which  the  Reliability 
Standard applies. Further, we clarify that NERC’s proposal regarding the 
scope  of  supervisory  devices  is  an  acceptable  approach  to  satisfy  the 
Commission directive. Specifically, NERC proposed in its NOPR comments, 
and we find acceptable, that the scope of the supervisory devices to be 
encompassed  in  the  Reliability  Standard  are  those  providing  voltage 
supervision,  supervisory  inputs  associated  with  selective  autoreclosing, 
and sync‐check relays that are part of a reclosing scheme covered by PRC‐
005‐3."  

This Implementation Plan addresses: 




The implementation of changes relating to maintenance and testing of supervisory relays and 
associated voltage sensing devices related to Automatic Reclosing. 
The phased implementation approach included in the approved PRC‐005‐2(i) (PRC‐005‐2 has 
been retired by PRC‐005‐2(i)) will remain as‐is and is carried forward and incorporated by 
reference. 
Because PRC‐005‐6 incorporates all revisions to date, this implementation plan will supersede 
the implementation plans for PRC‐005‐2(ii), PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐3(ii), PRC‐005‐4 
and PRC‐005‐5 when PRC‐005‐6 becomes effective. PRC‐005‐2(i) will remain in effect and not be 
retired until entities are required to be compliant with R1, R2, and R5 of the PRC‐005‐6 standard 
under this implementation plan. 

The Implementation Plan reflects consideration of the following:  
1.

The requirements set forth in the proposed standard, which carry forward requirements from PRC‐
005‐2, PRC‐005‐2(i), PRC‐005‐2(ii), PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐3(ii), PRC‐005‐4 and PRC‐005‐
5, establish minimum maintenance activities for Protection System, Automatic Reclosing, and 
Sudden Pressure Relaying Component Types as well as the maximum allowable maintenance 
intervals for these maintenance activities.   

2.

The maintenance activities established in the various PRC‐005 versions may not be presently 
performed by some registered entities and the established maximum allowable intervals may be 
shorter than those currently in use by some entities.  Therefore, registered entities may not be 
presently performing a maintenance activity or may be using longer intervals than the maximum 
allowable intervals established in the PRC‐005 standards.  For these registered entities, it is 
unrealistic to become immediately compliant with the new activities or intervals.  Further, 
registered entities should be allowed to become compliant in such a way as to facilitate a 
continuing PRC‐005 maintenance program.  The registered entities that have previously been 

Project 2007‐17.4 PRC‐005 FERC Order No. 803 Directive
Implementation Plan

2 

performing maintenance within the newly specified intervals may not have all the documentation 
needed to demonstrate compliance with all of the maintenance activities specified. 
3.

The implementation schedule set forth below carries forward and incorporates by reference the 
implementation schedules contained in the currently‐effective PRC‐005‐2(i) implementation plan 
(which in turn incorporates by reference the PRC‐005‐2 implementation plan)), and combines the 
implementation schedules for PRC‐005‐2(ii), PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐3(ii), PRC‐005‐4 and 
PRC‐005‐5.  In addition, the implementation schedule includes changes needed to address the 
addition of Automatic Reclosing supervisory relays and associated voltage sensing devices in PRC‐
005‐6.   

General Considerations:

Each Transmission Owner, Generator Owner, and Distribution Provider shall maintain documentation to 
demonstrate compliance with PRC‐005‐1.1b, PRC‐008‐0, PRC‐011‐0, and PRC‐017‐0 until that entity 
meets all of the requirements of the currently effective PRC‐005‐2(i), or its combined successor 
standards, in accordance with this implementation plan.   
While registered entities are implementing the requirements of PRC‐005‐2(i) or its combined successor 
standards, each registered entity must be prepared to identify whether its applicable Protection 
System, Automatic Reclosing, and Sudden Pressure Relaying Components were last maintained 
according to PRC‐005‐2(i) (or its combined successor standards), PRC‐005‐1.1b, PRC‐008‐0, PRC‐011‐0, 
PRC‐017‐0, or a combination thereof.  
Effective Date

PRC‐005‐6 shall become effective on the first day of the first calendar quarter after the date that the 
standard is approved by an applicable governmental authority or as otherwise provided for in a 
jurisdiction where approval by an applicable governmental authority is required for a standard to go 
into effect.  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. 

Retirement of Existing Standards:

Standards PRC‐005‐1.1b, PRC‐008‐0, PRC‐011‐0, and PRC‐017‐0 shall remain enforceable throughout 
the phased implementation period set forth in the PRC‐005‐2(i) implementation plan, incorporated 
herein by reference, and shall be applicable to a registered entity’s Protection System Component 
maintenance activities not yet transitioned to PRC‐005‐2(i) or its combined successor standards.  
Standards PRC‐005‐1.1b, PRC‐008‐0, PRC‐011‐0, and PRC‐017‐0 shall be retired at midnight of March 31, 
2027 or as otherwise made effective pursuant to the laws applicable to such Electric Reliability 
Organization (ERO) governmental authorities; or, in those jurisdictions where no regulatory approval is 
required, at midnight of March 31, 2027.  

Project 2007‐17.4 PRC‐005 FERC Order No. 803 Directive
Implementation Plan

3 

PRC‐005‐2(i) shall be retired at midnight of the day immediately prior to the first day of the first 
calendar quarter that is twelve (12) calendar months following applicable regulatory approval of PRC‐
005‐6, or as otherwise made effective pursuant to the laws applicable to such ERO governmental 
authorities; or, in those jurisdictions where no regulatory approval is required, the first day of the first 
calendar quarter following the date of Board of Trustees’ adoption. 
If approved by the applicable ERO governmental authority prior to the approval of PRC‐005‐6, PRC‐005‐
2(ii), PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐3(ii), PRC‐005‐4 and PRC‐005‐5 shall be retired on the date 
immediately prior to the first day of the first calendar quarter following regulatory approval of PRC‐005‐
6. 

Implementation Plan for Definitions:

This section includes all newly defined or revised terms used in the proposed standard. Terms already 
defined in the Reliability Standards Glossary of Terms (Glossary) are not repeated here. New or revised 
definitions listed below become approved when the proposed standard is approved by applicable 
governmental authority or as otherwise provided for in a jurisdiction where approval by an applicable 
governmental authority is required for a standard to go into effect. When the standard becomes 
effective, the Glossary definition will be removed from the individual standard and added to the 
Glossary. The definitions of terms used only in the standard will remain in the standard. 

Glossary Definition: 
Protection System Maintenance Program (PSMP) ‐ An ongoing program by which Protection System, 
Automatic Reclosing, and Sudden Pressure Relaying Components are kept in working order and proper 
operation of malfunctioning Components is restored. A maintenance program for a specific 
Component includes one or more of the following activities: 


Verify — Determine that the Component is functioning correctly. 



Monitor — Observe the routine in‐service operation of the Component. 



Test — Apply signals to a Component to observe functional performance or output 
behavior, or to diagnose problems. 



Inspect — Examine for signs of Component failure, reduced performance or 
degradation. 



Calibrate — Adjust the operating threshold or measurement accuracy of a measuring 
element to meet the intended performance requirement.  

Definitions of Terms Used in the Standard:  

Automatic Reclosing – Includes the following Components: 


Reclosing relay 

Project 2007‐17.4 PRC‐005 FERC Order No. 803 Directive
Implementation Plan

4 



Supervisory relay(s) or function(s) – relay(s) or function(s) that perform voltage and/or 
sync check functions that enable or disable operation of the reclosing relay 



Voltage sensing devices associated with the supervisory relay(s) 



Control circuitry associated with the reclosing relay or supervisory relay(s) 

Component Type –  


Any one of the five specific elements of a Protection System.  



Any one of the four specific elements of Automatic Reclosing.  



Any one of the two specific elements of Sudden Pressure Relaying. 

Component – Any individual discrete piece of equipment included in a Protection System, 
Automatic Reclosing, or Sudden Pressure Relaying.   

Countable Event – A failure of a Component requiring repair or replacement, any condition 
discovered during the maintenance activities in Tables 1‐1 through 1‐5, Table 3, Tables 4‐1 
through 4‐3, and Table 5, which requires corrective action or a Protection System Misoperation 
attributed to hardware failure or calibration failure.  Misoperations due to product design 
errors, software errors, relay settings different from specified settings, Protection System 
Component, Automatic Reclosing, or Sudden Pressure Relaying configuration or application 
errors are not included in Countable Events. 

Sudden Pressure Relaying ‐ A system that trips an interrupting device(s) to isolate the 
equipment it is monitoring and includes the following Components: 


Fault pressure relay – a mechanical relay or device that detects rapid changes in gas 
pressure, oil pressure, or oil flow that are indicative of Faults within liquid‐filled, wire‐
wound equipment 



Control circuitry associated with a fault pressure relay 

Implementation Plan for New or Revised Definitions:

The revised definitions (Protection System Maintenance Program, Automatic Reclosing, Component 
Type, Component, Countable Event and Sudden Pressure Relaying) become effective upon the effective 
date of PRC‐005‐6. 

Implementation Plan for PRC-005-2(i) and PRC-005-6
All Components with existing requirements under currently effective PRC‐005‐2(i) will continue to 
follow the PRC‐005‐2(i) implementation plan, which is incorporated herein by reference.  Those 

Project 2007‐17.4 PRC‐005 FERC Order No. 803 Directive
Implementation Plan

5 

Components and/or Facilities newly introduced by PRC‐005‐2(ii),* PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐
3(ii),* PRC‐005‐4, PRC‐005‐5 and PRC‐005‐6 (including Sudden Pressure Relaying, Automatic Reclosing 
Components, and dispersed generation resources) will be covered by the following Implementation 
Plan: 
Requirements R1, R2, and R5:

PRC‐005‐6: For Automatic Reclosing Components, Sudden Pressure Relaying Components, and 
dispersed generation resources, entities shall be 100% compliant on the first day of the first calendar 
quarter twelve (12) months following applicable regulatory approvals of PRC‐005‐6 or, in those 
jurisdictions where no regulatory approval is required, on the first day of the first calendar quarter 
twenty‐four (24) months following NERC Board of Trustees’ adoption of PRC‐005‐6 or as otherwise 
made effective pursuant to the laws applicable to such ERO governmental authorities. 
Implementation Plan for Requirements R3 and R4:

PRC‐005‐6:  
1. For Automatic Reclosing Components, Sudden Pressure Relaying Components, and dispersed 
generation resources maintenance activities with maximum allowable intervals of six (6) calendar 
years, as established in Tables 4‐1, 4‐2(a), 4‐2(b), 4‐3, and 5: 


The entity shall be at least 30% compliant on the first day of the first calendar quarter thirty‐six 
(36) months following applicable regulatory approval of PRC‐005‐6 (or, for generating plants 
with scheduled outage intervals exceeding three years, at the conclusion of the first succeeding 
maintenance outage) or, in those jurisdictions where no regulatory approval is required, on the 
first day of the first calendar quarter forty‐eight (48) months following NERC Board of Trustees’ 
adoption of PRC‐005‐6 or as otherwise made effective pursuant to the laws applicable to such 
ERO governmental authorities. 

 The entity shall be at least 60% compliant on the first day of the first calendar quarter sixty (60) 
months following applicable regulatory approval of PRC‐005‐6 or, in those jurisdictions where 
no regulatory approval is required, on the first day of the first calendar quarter seventy‐two 
(72) months following NERC Board of Trustees’ adoption of PRC‐005‐6, or as otherwise made 
effective pursuant to the laws applicable to such ERO governmental authorities. 
 The entity shall be 100% compliant on the first day of the first calendar quarter eighty‐four (84) 
months following applicable regulatory approval of PRC‐005‐6 or, in those jurisdictions where 
no regulatory approval is required, on the first day of the first calendar quarter ninety‐six (96) 
months following NERC Board of Trustees’ adoption of PRC‐005‐6 or as otherwise made 
effective pursuant to the laws applicable to such ERO governmental authorities. 

*The proposed Implementation Plan for the Revised Definition of “Remedial Action Scheme” developed as part of Project 
2010‐05.2 – Special Protection Systems shall continue to govern implementation of the revised Remedial Action Scheme 
definition, including implementation for entities with newly classified “Remedial Action Scheme.”  

Project 2007‐17.4 PRC‐005 FERC Order No. 803 Directive
Implementation Plan

6 

2.  For  Automatic  Reclosing  Components,  Sudden  Pressure  Relaying  Components,  and  dispersed 
generation  resources  maintenance  activities,  with  maximum  allowable  intervals  of  twelve  (12) 
calendar years, as established in Table 4‐1, 4.2(a), 4.2(b), 4‐3, and 5: 
 The entity shall be at least 30% compliant on the first day of the first calendar quarter sixty (60) 
months following applicable regulatory approval of PRC‐005‐6 or, in those jurisdictions where 
no regulatory approval is required, on the first day of the first calendar quarter seventy‐two 
(72) months following NERC Board of Trustees’ adoption of PRC‐005‐6 or as otherwise made 
effective pursuant to the laws applicable to such ERO governmental authorities. 
 The entity shall be at least 60% compliant on the first day of the first calendar quarter following 
one hundred eight (108) months following applicable regulatory approval of PRC‐005‐6 or, in 
those jurisdictions where no regulatory approval is required, on the first day of the first 
calendar quarter one hundred twenty (120) months following NERC Board of Trustees’ 
adoption of PRC‐005‐6 or as otherwise made effective pursuant to the laws applicable to such 
ERO governmental authorities. 
 The entity shall be 100% compliant on the first day of the first calendar quarter one hundred 
fifty‐six (156) months following applicable regulatory approval of PRC‐005‐6 or, in those 
jurisdictions where no regulatory approval is required, on the first day of the first calendar 
quarter one hundred sixty‐eight (168) months following NERC Board of Trustees’ adoption of 
PRC‐005‐6 or as otherwise made effective pursuant to the laws applicable to such ERO 
governmental authorities. 

Applicability:

This standard applies to the following functional entities: 
 Transmission Owner 
 Generator Owner 
 Distribution Provider 

Project 2007‐17.4 PRC‐005 FERC Order No. 803 Directive
Implementation Plan

7 

Exhibit B-1b
Implementation Plan Rationale PRC-005-6

Alignment of PRC‐005 Compliance Dates  
I.

PRC‐005 Compliance Issue and Proposal to Align Compliance Dates 

Since the approval of PRC‐005‐2, a number of standards development projects have resulted in either 
including or excluding devices from the scope of PRC‐005.  Currently, there are eight approved or 
currently proposed PRC‐005 versions, and each Version comes with a separate implementation 
schedule. Version PRC‐005‐2(i) is the current mandatory and enforceable version as of the date of this 
posting.  Depending on the type of device and specific requirement in some of the PRC‐005 versions, the 
implementation is divided into phases, requiring registered entities to gradually ensure compliance of a 
percentage of their devices until they reach 100% compliance.  
Versions ‐3, ‐4, and ‐6 will require three consecutive updates to the registered entities’ Protection 
System Maintenance Programs (PSMP), which is expected to be a time‐consuming task for many 
entities.  Based on the implementation plans for these three versions, the required PSMP updates would 
have to be completed within one (1) year to eighteen (18) months.  According to the PRC‐005 drafting 
team, which represents various industry members, this short period of time for review and identification 
of all assets subject to the revised PRC‐005 versions could lead to errors and misidentification of devices.  
Further, the existence of eight implementation plans could lead to misinterpretations and 
inconsistencies in the compliance and auditing practices throughout the Electric Reliability Organization 
(ERO) Enterprise.   
To address this compliance issue, the PRC‐005 drafting team requested that NERC align the effective 
dates of all outstanding PRC‐005 Versions, thus simplifying the implementation schedule for this 
Reliability Standard.  In response to the drafting team’s request, NERC plans to petition the Federal 
Energy Regulatory Commission (FERC) to delay the implementation of approved versions PRC‐005‐3 and 
PRC‐005‐4. Because PRC‐005‐6 reflects the new applicability that has been introduced by PRC‐005‐2(ii), 
PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐3(ii), PRC‐005‐4, PRC‐005‐5, and PRC‐005‐6, when PRC‐005‐6 becomes 
effective, all new applicability will become effective and aligned to the same dates. NERC proposes that 
the phased in implementation of PRC‐005‐2 continue in accordance with the PRC‐005‐2 implementation 
plan, which is incorporated by reference into the implementation plan for currently‐effective PRC‐005‐
2(i).The phased implementation approach will remain but the effective dates for each phase will align 
applicability. 
This proposal is reflected in the implementation plan for PRC‐005‐6.  If supported by industry members 
and adopted by the NERC Board of Trustees, the implementation plan will be included in the PRC‐005‐6 
petition to be filed with FERC for approval.   
II.

PRC‐005 Versions Overview 

The draft PRC‐005‐6 incorporates all revisions made to PRC‐005‐2 as a result of the development of PRC‐
005‐2(i) (the currently‐effective version), PRC‐005‐2(ii), PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐3(ii), PRC‐005‐
4, and PRC‐005‐5, and PRC‐005‐6.  Version ‐3 added Automatic Reclosing devices; versions 2(i), 3(i), and 
‐5 exclude individual dispersed generation resources from the applicability of the standard; versions 2(ii) 
and 3(ii) replace the term “Special Protection System” with the term “Remedial Action Scheme”; version 
‐4 added Sudden Pressure Relays; and version ‐6 will add supervisory relays and exclude individual 
dispersed generation resources from the applicability of this Reliability Standard.  
Implementation Plan Rationale: October 9, 2015     

Page 1 of 3 

From this list of all PRC‐005 versions, versions 2(i), 3, 3(i), and 4 are approved by FERC; PRC‐005‐2(ii) and 
PRC‐005‐3(ii) are pending regulatory approval; PRC‐005‐5 has not yet been filed for approval with FERC; 
and PRC‐005‐6 is currently under development.   

III.

Impact on the Reliability of the Bulk Power System and on Compliance with PRC‐005

Based on the implementation schedule for the FERC‐approved PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), and PRC‐005‐4, 
and estimated approval and effective dates for the remaining versions, the delay in the implementation 
of PRC‐005‐3 and PRC‐005‐4 created by this proposal is anticipated to be approximately one year.  
The proposed changes described here and in the proposed PRC‐005‐6 implementation plan will not 
affect the immediate implementation of version 2(i).  This version excludes certain dispersed generation 
resources from the definition of Bulk Electric System, and from the applicability of PRC‐005.  Thus, 
registered entities that own and operate dispersed generation resources will remain unaffected by the 
proposed changes.  
PRC‐005‐2(ii) and PRC‐005‐3(ii), which as of this writing are pending before the Commission, reflect 
enhancements to the NERC Glossary of Terms related to Special Protection Systems and Remedial 
Action Schemes.  A potential delay in implementation of the revised definition of Remedial Action 
Scheme would not present a risk to the reliability of the Bulk Power System (BPS).    Finally, the 
anticipated changes related to Remedial Action Schemes are minor in nature and are unlikely to 
introduce an actual reliability risk.   
Because the Automatic Reclosing devices and Sudden Pressure Relays brought in by versions ‐3 and ‐4 
are limited in scope, a potential delay in the implementation of these versions of PRC‐005 is also unlikely 
to increase risk to the BPS.  Many of these devices are already monitored by industry in anticipation of 
the upcoming compliance requirements, but may not be specifically included in the registered entities’ 
PSMPs at this time.  
IV.

Benefits to Registered Entities

The proposal aims to simplify the compliance efforts of all registered entities subject to PRC‐005 and 
give industry additional time to comply with versions ‐3, ‐4, and ‐6, which require PSMP updates.  Having 
PRC‐005‐2(ii), PRC‐005‐3, PRC‐005‐3(i), PRC‐005‐3(ii), PRC‐005‐4, PRC‐005‐5, and PRC‐005‐6 essentially 
become effective at the same time through a single, unified PRC‐005‐6 Reliability Standard and 
associated implementation plan minimizes the possibility of misinterpretations of multiple PRC‐005 
versions and associated compliance obligations, thus limiting the compliance risk for registered entities.  
In addition, the proposed changes will not affect the anticipated exclusion of certain dispersed 
generation resources from the scope of the standard.  
To further facilitate compliance, NERC plans to use the additional time until PRC‐005‐6 becomes 
effective to conduct outreach and provide training to ensure that registered entities are well aware and 
prepared to meet their obligations under the various PRC‐005 versions.  

Implementation Plan Rationale  

Page 2 of 3 

Effective Date Information
Table 1 provides information regarding each version of the PRC‐005 standard.  

Table 1: PRC-005 Effective Date Information
Standard 

Effective Date1 

PRC‐005‐2 

April 1, 2015

Comments 

Proposed effective date with 
version 2, which was 
immediately following FERC 
approval.  

PRC‐005‐2(i) 

May 29, 2015 

PRC‐005‐2(ii) 

Filed and Pending Regulatory Approval 

Proposed to be deferred; will be 
replaced with version 6.2 

PRC‐005‐3 

April 1, 2016 

Proposed to be deferred; will be 
replaced with version 6.  

PRC‐005‐3(i) 

April 1, 2016 

Proposed to be deferred; will be 
replaced with version 6. 

PRC‐005‐3(ii) 

Filed and Pending Regulatory Approval 

Proposed to be deferred; will be 
replaced with version 6. 

PRC‐005‐4 

January 1, 2016 

Proposed to be deferred; will be 
replaced with version 6. 

PRC‐005‐5 

Pending Regulatory Filing 

Proposed to be deferred; will be 
replaced with version 6. 

PRC‐005‐6 

Pending Regulatory Filing 

TBD 

 The effective date listed is the start date of when the standard becomes effective. This does not include the 
phased in approach.  
2
 The effective date is dependent on when FERC approves PRC‐005‐6, which could be from three (3) months to one 
(1) year after submittal of the petition for approval.  
1

Implementation Plan Rationale  

Page 3 of 3 

Exhibit B-2
Implementation Plan PRC-005-5 (Alternative)

Implementation Plan

Project 2014-01 Standards Applicability for Dispersed Power
Producing Resources
PRC-005-5
Standards Involved

Approval:
•

PRC-005-5 – Protection System, Automatic Reclosing, and Sudden Pressure Relaying
Maintenance

Retirement:
•

PRC-005-4 – Protection System, Automatic Reclosing, and Sudden Pressure Relaying
Maintenance

Prerequisite Approvals

N/A
Background

In light of the adoption of a revised “Bulk Electric System” definition by the NERC Board of Trustees
(Board), changes to the applicability sections of certain Reliability Standards, including PRC-005, are
necessary to align with the implementation of the revised BES definition. The Dispersed Generation
Resources Standard Drafting Team (DGR SDT) for Project 2014-01 – Standards Applicability for
Dispersed Power Producing Resources has modified the applicability section of certain Generator
Owner/Generator Operator requirements to recognize the unique technical and reliability aspects of
dispersed power producing resources in order to ensure the applicability of the standards is consistent
with the reliable operation of the BES.
General Considerations

Reliability Standard PRC-005-4, with its associated Implementation Plan, was adopted by the Board on
November 13, 2014. The DGR SDT has revised the applicability section of PRC-005-4 to align the
standard with the revised definition of the BES.
Effective Date

PRC-005-5 shall become effective on the later of the first day following the Effective Date of PRC-005-4
or the first day following approval by an applicable governmental authority or as otherwise provided for
in a jurisdiction where approval by an applicable governmental authority is required for a standard to go
into effect. Where approval by an applicable governmental authority is not required, the standard shall

become effective on the later of the first day following the Effective Date of PRC-005-4 or the first day
of the first calendar quarter after the date the standard is adopted by the Board or as otherwise
provided for in that jurisdiction.
Retirement of Existing Standards

PRC-005-4 shall be retired at midnight of the day immediately prior to the Effective Date of PRC-005-5
in the particular jurisdiction in which the revised standard is becoming effective.
Implementation Plan

PRC-005-5 only modifies the applicability for PRC-005-4. All aspects of the Implementation Plan for
PRC-005-4 will remain applicable to PRC-005-5 and are incorporated here by reference.
Cross References

The Implementation Plan for the revised definition of “Bulk Electric System” is available here.
The Implementation Plan for PRC-005-4 is available here.

Project 2014-01 Standards Applicability for Dispersed Power Producing Resources
Implementation Plan - PRC-005-5
February, 2015

2