mvc open pdf in browser : Change pdf to jpg file application SDK tool html wpf azure online dih05010311-part110

Load 
Technical Requirements for Load Entities 
The PS customer is responsible for owning, operating, and 
maintaining all the required protective equipment. 
The PS customer is responsible for providing the information 
necessary for PG&E to determine the interconnection requirements 
before PG&E approves the specific PS installation. This 
information includes, but is not limited, to the following: 
•  Single-line diagrams. 
•  Meter and relay diagrams. 
•  Control diagrams. 
The following is a list of the protective-relay information required 
(if applicable) for interconnection and coordination with PG&E’s 
protective devices: 
•  Manufacturer 
•  Style 
•  Types 
•  Ranges 
•  Settings 
In addition, the PS customer must provide the following 
information: 
•  A copy of the relay instruction manual for devices that are 
not commonly used by PG&E. 
•  The projected electrical demand (kW), including the  
following information:  
–  Power factor. 
–  Load factor. 
–  Large motor sizes. 
–  Starting currents. 
–  Customer’s transformer size. 
–  Breakdown of the electric energy use by month. 
Before energizing the new PS facility, the PS customer must 
complete the following activities: 
•  Submit to PG&E the on-site test reports for the switches, 
devices, and relays at least 10 working days prior to the 
scheduled energization date, in order to allow sufficient time 
for review, modification, and PG&E’s approval. Qualified 
personnel must perform these on-site test reports. 
•  Complete a fault study and coordination studies with 
full-size phase and ground coordination curves showing full 
coordination with PG&E’s system. 
6-4  
May 1, 2003 
Change pdf to jpg file - Convert PDF to JPEG images in C#.net, ASP.NET MVC, WinForms, WPF project
How to convert PDF to JPEG using C#.NET PDF to JPEG conversion / converter library control SDK
convert pdf pages to jpg online; convert pdf file into jpg format
Change pdf to jpg file - VB.NET PDF Convert to Jpeg SDK: Convert PDF to JPEG images in vb.net, ASP.NET MVC, WinForms, WPF project
Online Tutorial for PDF to JPEG (JPG) Conversion in VB.NET Image Application
convert pdf to 300 dpi jpg; convert pdf to jpg 300 dpi
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
The PS customer, or its representative, must provide the 
results of the coordination studies to the PG&E’s electric 
distribution engineering department to validate the relay 
coordination times and relay settings. 
A registered electrical engineer must prepare and stamp the 
fault-study results. 
•  Provide a documented maintenance program for the 
switches, interrupting devices, and protective equipment. 
•  Ensure that PG&E employees do a preinterconnection or 
preparallel inspection to verify the proper operation of the 
customer’s equipment. 
6.3.2. Data that PG&E Provides to the Applicant 
PG&E provides the following engineering data to the PS 
customer: 
•  System fault duty at the property line. 
•  Settings for PG&E source-side protective devices and the 
required clearance time to comply with PG&E protection 
standards. 
•  Relay curves for PG&E source-side protective devices, if 
requested by the PS customer. 
6.4. Reliability and Redundancy Specifications for Relays 
The applicant’s protection system must be designed with enough 
to be isolated from the PG&E system under a fault condition. 
All load facilities interconnected to PG&E’s distribution system must use 
utility-grade relays, which are much more accurate and reliable than 
industrial-grade relays. 
Utility-grade auxiliary relays must be used in the tripping circuits of 
utility-grade protective relays. All such relays must include relay targets 
that can be reset manually. The relays’ power supplies must be powered 
a dc-undervoltage detection device and alarm. 
The PS customer must submit all proposed relay specifications and 
settings to PG&E for approval before ordering, if the relays impact 
PG&E’s reliability and/or safety. (Please refer to Table 6-3, “Utility-Grade 
Relays for Generation Application” on Page 6-9.) 
“Rule 2 - Description of Service” at 
http://www.pge.com/customer_services/business/tariffs/pdf/ER2.pdf on in 
Attachment 10). 
May 1, 2003  
6-5 
Online Convert Jpeg to PDF file. Best free online export Jpg image
You can drag and drop your JPG file in the box, and then start immediately to sort the files, try out some settings and then create the PDF files with the
changing pdf to jpg; convert pdf picture to jpg
Online Convert PDF to Jpeg images. Best free online PDF JPEG
Online PDF to JPEG Converter. Download Free Trial. Convert a PDF File to JPG. Drag and drop your PDF in the box above and we'll convert the files for you.
change pdf to jpg image; convert multiple pdf to jpg
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
If PG&E is unfamiliar with a specific proposed relay, PG&E may do one 
of the following: 
•  Test the relays that the PS customer provided. 
•  Request that the PS customer supply test and supporting data from 
the manufacturer. Such tests must be performed at the PS customer’s 
expense and before PG&E’s approval of the relay for 
interconnection use
2
Note:  PG&E’s approval of the relays does not indicate the 
quality or reliability of a product or service. No 
endorsements or warranties are implied. 
The PG&E-required relays must be able to detect all phase and ground 
faults and coordinate with the appropriate PG&E line equipment. 
Table 6-1 Basic Protective Devices 
Protection Device 
Device10 Number 34.5 kV or less 
Phase Overcurrent (Radial systems) 
50/51 
Ground Overcurrent (Radial systems) 
50/51N 
Please refer to Table 6-2 for device-number definitions and functions. 
Table 6-2 Standard Device Numbers 
Device Number 
Definition and Function 
50 
Instantaneous overcurrent, or rate-of-rise relay is a device that 
functions instantaneously on an excessive value of current, or on an 
or circuit is being protected. 
51 
AC time overcurrent relay is a device with either a definite or 
inverse time characteristic that functions when the current in an ac 
circuit exceeds a predetermined value. 
6.4.1. Fault-Interrupting Devices 
For each particular application, PG&E must review and approve 
the fault-interrupting devices that the PS customer selects. 
There are two basic types of fault-interrupting devices available 
for distribution systems: 
•  Circuit breakers 
•  Fuses 
PG&E determines the type of fault-interrupting device a load 
facility needs based on the following criteria: 
•  Availability of fault duty at the interconnection point. 
•  Size of the load. 
2
Please refer to Attachment 6 for more information. 
6-6  
May 1, 2003 
C# Image Convert: How to Convert Adobe PDF to Jpeg, Png, Bmp, &
C# sample code for PDF to jpg image conversion. This demo code convert PDF file all pages to jpg images. // Define input and output files path.
convert pdf to jpg converter; best pdf to jpg converter
C# Image Convert: How to Convert Dicom Image File to Raster Images
RasterEdge.XDoc.Office.Inner.Office03.dll. RasterEdge.XDoc.PDF.dll. RasterEdge.XDoc. PowerPoint.dll. This demo code convert dicom file all pages to jpg images.
convert pdf file into jpg; batch pdf to jpg converter online
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
•  Configuration of the local circuit. 
•  Coordination with the existing PG&E protection equipment. 
6.4.1.1. Circuit Breakers 
When a circuit fault is detected, a three-phase circuit 
breaker at the point of interconnection automatically 
separates the PS customer’s equipment from PG&E’s 
system. 
The PS customer may install additional circuit breakers for 
operating and protecting the facility. However, PG&E does 
not require that the PS customer install these additional 
circuit breakers. 
The interconnection circuit breaker must have sufficient 
capacity to interrupt the maximum available fault current 
at its location. It must be equipped with accessories to 
perform the following functions: 
•  Trip the breaker with a trip signal supplied through a 
battery external to the circuit breaker (shunt trip). 
•  Lock out, if operated by protective relays required 
for interconnection. 
Generally, a three-phase circuit breaker is the 
recommended fault-interruption device at the point of 
interconnection because it has a three-phase operation and 
the ability to coordinate with PG&E’s line-side devices. 
6.4.1.2. Fuses 
PG&E may approve the use of fuses for load-only 
facilities, if the fuses coordinate with the PG&E line-side 
devices for both phase and ground faults. If PG&E 
approves the fuses, the PS customer should consider 
installing a negative-sequence relay and/or other devices to 
protect its facility against single-phase conditions. 
Fuses are single-phase, direct-acting, sacrificial links that 
melt to interrupt fault current and protect the equipment. 
The PS customer must replace the blown fuses manually 
after each fault before the facility can return to service. 
Only trained, qualified personnel can replace the overhead 
primary fuses. 
Since fuses are single-phase devices, they may not all melt 
during a fault and may not separate the PS customer’s 
system automatically from PG&E. 
Large primary fuses that do not coordinate with PG&E’s 
source-side protective phase and ground relays are not 
allowed. These fuses may cause all the customers on the 
May 1, 2003  
6-7 
C# TIFF: How to Use C#.NET Code to Compress TIFF Image File
C:\demo3.jpg" }; // Construct List<REImage> object. List<Bitmap> images = new List<Bitmap>(); / Step1: Load image to REImage object. foreach (string file in
convert pdf document to jpg; convert pdf file to jpg file
C# Create PDF from images Library to convert Jpeg, png images to
Add(new Bitmap(Program.RootPath + "\\" 1.jpg")); images.Add 1.png")); / Build a PDF document with PDFDocument(images.ToArray()); / Save document to a file.
convert pdf file to jpg online; reader pdf to jpeg
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
circuit to lose power due to a fault inside the PS customer’s 
facility. 
6.5.  Standby/Backup Source 
6.5.1. Standby Source 
When the PS customer’s load requires a high level of reliability, 
the PS customer may request to have either a transmission source 
installed or a backup distribution and transmission source installed 
at the PS customer’s expense. 
When the PS customer’s load is transferred from the primary 
source to the standby source or vice versa, a momentary outage 
(“drop-and-pickup” operation) occurs. 
When the PS customer’s equipment is being fed from the backup 
source and the PS customer wants to transfer the load back to the 
primary source with a parallel operation (“make-before-break” 
method), the PS customer must ensure that the following 
requirements are met: 
•  The ratios and electrical connections of the transformers on 
both sources must be well matched to minimize circulating 
currents. 
•  The impedance of the transformers and the relative phase 
angles of the sources must be such that any “through load” 
(i.e., flowing of power through the PS customer’s electrical 
system to other customers) does not cause overloads. 
•  The parallel transfer operation must not degrade protection 
or overstress PG&E’s or the customer’s equipment. 
•  The transfer switches, one on each side of the PS load, must 
be controlled by an automatic-interlock scheme to minimize 
the time the two systems are paralleled. The transfer 
switches must be circuit breakers or other suitably rated, 
automatically controlled switches. 
Note:  The parallel period must be less than one 
second because the presence of two parallel 
circuits will increase the fault duty and may 
overstress the PS customer’s equipment. 
•  Each parallel transfer operation can only proceed after 
PG&E’s specific approval. 
In some cases, additional protective devices and special 
operating procedures may be required to avoid endangering 
the customer’s and/or PG&E’s facilities. 
The PS customer must obtain PG&E’s approval before 
performing the parallel transfer operation. PG&E may 
6-8  
May 1, 2003 
VB.NET PDF Convert to Images SDK: Convert PDF to png, gif images
Convert PDF to Jpg, Png, Bmp, Gif, Tiff and Bitmap in GetPage(0) ' Convert the first PDF page to a BMP file. Or directly change PDF to Gif image file in VB.NET
convert pdf to jpeg; convert pdf to jpg batch
C# WPF PDF Viewer SDK to convert and export PDF document to other
Files; Split PDF Document; Remove Password from PDF; Change PDF Permission Settings. file formats with high quality, support converting PDF to PNG, JPG, BMP and
convert pdf file to jpg; change pdf to jpg online
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
withhold approval if, in its sole judgment, the above 
requirements have not been met, or if a previously 
unforeseen factor or change in conditions is deemed to 
jeopardize the operator, public safety, or reliability to 
customers. 
•  The PS customer must assume all liability for any problems 
or damage resulting from any parallel transfer operation. 
Table 6-3 Utility-Grade Relays For Generation Application
1, 2 
Manufacturer 
Nondirectional Overcurrent 
Relay 
50/51 
Nondirectional Overcurrent 
Relay Ground 
51N 
ABB 
(ASEA) 
(Westinghouse) 
RXIDF 
CO 
DPU-2000R 
Microshield 
(MSOC) 
RXIDF 
CO 
DPU-2000R 
ALSTOM 
MCGG 
MCGG 
Basler Electric 
BE1-51 
BE1-51 
Beckwith Electric 
M-0420 
M-3410 
M-3420 
M-3430 
M-3520 
M-0420 
M-3410 
M-3425 
M-3520 
Brush Electric 
General Electric 
IFC 
SR-489 
SR-745 
L-90, T-60 
SR-735 
SR-737 
IFC 
SR-489 
SR-745 
L-90, T-60 
SR-735 
SR-737 
Schweitzer 
SEL-251 
SEL-311C 
SEL-321 
SEL-351 
SEL-501 
SEL-387 
SEL-387E 
SEL-587 
SEL-251 
SEL-321 
SEL-351 
SEL-501 
Woodward 
1  
All the relays specified in this table imply three single-phase relays. 
2  
relays. 
May 1, 2003  
6-9 
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
6.6. Metering Requirements 
This section addresses direct access (DA) and bundled-service PS 
customers, who are connected at distribution voltages (34.5 kV and 
below), as described in Rule 2, Section 13, “Service Delivery Voltages.” 
(See Attachment 10.) 
Customers connected at the available service voltages must satisfy 
PG&E’s revenue-metering requirements and those of other applicable 
governing authorities (i.e., California Public Utilities Commission 
[CPUC], California Independent System Operator [CAISO], etc.). 
For customers exporting power, loads connected at distribution voltages 
must satisfy the metering protocols established by PG&E and CAISO. 
Exceptions will be handled on a case-by-case basis with approval from 
PG&E’s Customer Metering Services in close coordination with Field 
Metering Services. 
Other arrangements that affect the required metering installation may also 
12.) 
6.7. Types of Distribution Services 
The two types of distribution services are: 
•  Wholesale 
•  Retail (i.e., end-users) 
6.7.1. Wholesale Service 
For wholesale-service interconnections, the PS customers must 
provide, install, own, and maintain all revenue-metering-related 
equipment, including all the items provided and maintained by 
PG&E or a Meter Service Provider (MSP) listed under “Retail 
Service” below. 
PS customers who are interested in wholesale service must meet 
the following criteria: 
•  CAISO metering standards. 
•  CPUC-approved metering standards. 
•  PG&E’s requirements. 
•  Enter into a Meter Service Agreement (MSA) with the 
CAISO and, in certain cases, with PG&E. The MSA 
specifies requirements regarding the retrieval of load data 
and accessibility by CAISO. 
The wholesale PS customer is responsible for ensuring that the 
meters comply with CAISO’s meter standards and accuracy 
requirements. 
6-10  
May 1, 2003 
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
All PS customers must contact PG&E’s local account services 
representative for PG&E’s revenue-metering requirements. 
6.7.2. Retail Service (End Users) 
“Rule 22 Direct Access Service” governs the interconnection and 
operating requirements for DA customers. 
Please refer to 
http://www.pge.com/customer_services/business/tariffs/pdf/ER22.pdf 
for “Rule 22 Direct Access Service.” 
According to Rule 22, customers have the opportunity to acquire 
their electric power needs under the following two options: 
•  Bundled Utility Services - traditional service from PG&E. 
•  DA – customers purchase energy from various suppliers and 
related services from Energy Service Providers (ESPs). 
6.7.2.1. Bundled Services 
For bundled (full-service) utility services, PG&E, in most 
cases, continues to provide the following services: 
•  Own, provide, and maintain metering equipment, 
including the meter. 
•  Read the meter. 
Customers returning to bundled service may own the 
meter, if the meter is supported by PG&E. In the event that 
the customer’s meter becomes nonfunctional, PG&E will 
replace the meter with an equivalent meter and return the 
former meter to the customer (end-user). 
6.7.2.2. Customer Meter Options 
Customers may obtain meters in the following ways: 
•  DA customers, PG&E, or the ESP may own the 
hourly meter. 
•  The ESP can be its own MSP or hire an MSP to 
maintain metering equipment compliance. 
•  The ESP may also act as its own Meter Data 
Management Agent (MDMA) or hire an MDMA to 
read the meter and maintain the meter data. 
•  PG&E can perform metering services or meter-data 
management, if contracted to do so. 
•  PG&E retains the right to physically access any 
hourly or monthly meter data. 
•  PG&E continues to read, test, and inspect the meters 
on PG&E’s system. 
May 1, 2003  
6-11 
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
6.7.2.3. PG&E Is the MSP 
PG&E, as the MSP, continues to provide, install, maintain, 
and test the following: 
•  Revenue-metering instrument transformers (voltage 
transformers and current transformers), which are 
considered part of the distribution system per CPUC 
decision D.97-10-087, dated October 30, 1997. 
The use of combination revenue-metering units is 
preferred for customers being served at 34.5 kV. The 
Engineering Document 058779, “Pole Top Primary 
Metering Installation, Cluster Mounted (12 or 21 kV 
Line),” in Attachment 3, shows typical, distribution 
pole-type metering. 
•  Secondary wiring from the base of the metering 
transformers to the revenue meter in a 
customer-supplier dedicated raceway (conduits) used 
solely for revenue metering. 
•  Meters and associated metering devices such as 
isolation relays, test switches, etc. 
6.7.2.4. PG&E Is the MDMA 
PG&E, as the MDMA, continues to provide the following 
services: 
•  To read raw meter data from the interval meter. 
•  To validate, edit, and estimate the data of a 
settlement-quality form. 
•  Place the settlement-quality data on the MDMA 
server and, if necessary, perform usage adjustment. 
6.7.2.5. Customer Responsibilities 
The customer (end-user) maintains the following: 
6.7.2.5.1. The Meter Enclosure 
To maintain the required metering accuracy, the 
distance between the meter enclosure and the 
revenue-metering transformers must not exceed 50 
feet. 
PG&E must approve any variance from this 
general rule to avoid any metering inaccuracy. The 
enclosure must be grounded and located within the 
substation ground grid. Access must be readily 
available for PG&E employees to read and 
maintain the metering equipment. 
6-12  
May 1, 2003 
Load 
Technical Requirements for Load Entities 
6.7.2.5.2. 
6.7.2.5.3. 
6.7.2.5.4. 
The enclosure must be equipped with the 
following items: 
•  An auxiliary 120 V duplex plug. 
•  An overhead light. 
•  A light switch adjacent to the door. 
•  A ground bus connected to the ground and 
mounted near the bottom of the wall where 
the meters are located. 
Please refer to PG&E’s Electric and Gas Services 
Requirements, Section 9, and Engineering 
Document 058779, “Pole Top Primary Metering 
Installation, Cluster Mounted (12 or 21 kV Line).” 
(See Attachment 3.) 
PG&E-Approved Meter Panels 
Please refer to PG&E’s Electric and Gas Services 
Requirements
(http://www.pge.com/002_biz_svc/002b4b_green_ 
bk.shtml) 
The Pull Line 
The customer must install a pull line in the 
conduit between the metering enclosure and the 
junction box at the base of the metering-unit 
support structure to facilitate the MSP’s 
installation of the metering-unit secondary wires. 
The customer must install only the MSP’s 
revenue-metering wire in the conduit between the 
metering enclosure and the current 
tranformer/potential transfer (CT/PT) units. 
Conduits may be metallic or nonmetallic. 
Telephone Lines Into the Metering Enclosure 
If a telephone line is required to read the meter, 
the customer is responsible for installing the line 
into the metering enclosure and establishing 
telephone service. If a land line is unavailable and 
cellular signals are acceptable, the use of a cellular 
telephone is acceptable. 
If the meter’s telephone line cannot be dedicated 
to the meter, the customer, with prior approval 
from PG&E’s local metering group, may arrange 
to use a line sharing switch. 
The customer must ensure that the telephone line 
terminations in switchboards, panels, 
May 1, 2003  
6-13 
Documents you may be interested
Documents you may be interested