Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
•  The generator is capable of keeping a PG&E line energized 
when the PG&E source is disconnected. (Please see 
Attachment 6.) 
The following sections describe the protective and control devices that 
must be installed on generators: 
3.14.1. Phase Overcurrent 
Please see Table 3-3, “Standard Device Numbers,” on Page 3-20 
(Device 50/51) for the definition and function of phase-overcurrent 
relays. 
3.14.2. Over/Undervoltage Relay 
The over/undervoltage relay is used to trip the generator’s circuit 
breaker when the voltage is above or below PG&E’s normal 
operating level. 
In the event that the generator carries load that is isolated from 
PG&E’s electric system, the over/undervoltage relay is used for 
the generator and backup protection. 
For all distribution interconnections, the undervoltage relay is set 
at 88 % of the nominal voltage (106 V on the 120 V base). 
The overvoltage relay is set at 110 % of the nominal voltage (132 
V on the 120 V base). 
3.14.3. Over/Underfrequency Relay 
The over/underfrequency relay is used to trip the generator’s 
circuit breaker when the frequency is above or below PG&E’s 
normal operating level. It is used for the backup protection and 
generator or turbine protection. 
To maintain generation online during system disturbances, the 
customer must coordinate the generator’s underfrequency relay 
settings with those of other utilities in the Western Electricity 
Coordinating Council (WECC). For more information about the 
WECC, please refer to http://www.wecc.biz/main.html. 
For all distribution interconnections, the underfrequency relay is 
set at 58 Hz with a time delay of 30 seconds. The overfrequency 
relay is set at 61 Hz with a time delay of 15 cycles (0.25 second). 
3.14.4. Ground-Fault-Sensing Scheme 
The ground-fault-sensing scheme detects PG&E’s power-system 
ground faults and trips the generator breaker or the generator’s 
main circuit breaker, preventing the generator from continuously 
contributing to the ground fault. 
The ground-fault-sensing scheme must be able to detect faults 
between the PG&E system’s side of the dedicated transformer and 
the end of PG&E’s distribution circuit. 
3-16  
May 1, 2003 
Best pdf to jpg converter - 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
pdf to jpg converter; best pdf to jpg converter online
Best pdf to jpg converter - 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
change file from pdf to jpg on; convert pdf to jpg file
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
The following types of transformer connections, provided with the 
appropriate relaying equipment, are commonly used to detect 
system ground faults: 
•  System-side – grounded wye; generator-side – delta 
•  System-side – grounded wye; generator-side – wye; 
tertiary – delta 
When a transformer is delta-connected on the system side to the 
distribution system, PG&E recommends a separate grounding 
transformer, in addition to the appropriate relaying equipment. 
When a transformer is connected grounded-wye on the system side 
to a 3-wire distribution system, the generator must be equipped 
with a single-phase potential transformer between the neutral and 
ground connection, in addition to the appropriate relaying 
equipment. Please see Figure 3-1, “Recommended 
Ground-Detection Schemes 12 kV Distribution Circuits,” and 
Figure 3-2, “Recommended Ground-Detection Schemes 21 kV 
Distribution Circuits,” on Pages 3-23 and 3-24 for the typical, 
distribution-level interconnection schemes. 
Rule 21 specifies the limitation of a single generating facility. 
Customers who have multiple units must contact PG&E in 
advance. 
3.14.5. Overcurrent Relay with Voltage Restraint or Voltage Control 
An overcurrent relay with voltage restraint or voltage control is 
used to detect multiphase faults and initiate tripping the 
generator’s circuit breaker. 
The customer must ensure that the required relays are located on 
each individual generator feeder. A group of generators that have 
an aggregate rating over 400 kW must be equipped with an 
overcurrent relay with voltage restraint or voltage control4 located 
on each generator rated at more than 100 kW. Generators rated at, 
or greater than, 400 kW must be equipped with an overcurrent 
relay with voltage restraint or voltage control. 
If the generator’s step-up transformer is connected wye-delta or 
delta-wye, a delta-wye or wye-delta auxiliary potential transformer 
must be installed on the potential circuits to the overcurrent relay 
to allow for phase-shift correction, depending on the relay’s design 
and operating principal. 
The customer must contact the applicable PG&E representative to 
find out the proper phase of the auxiliary transformers connection. 
ct. 
May 1, 2003  
3-17 
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.
convert pdf file into jpg; .pdf to .jpg online
Online Convert Jpeg to PDF file. Best free online export Jpg image
Online JPEG to PDF Converter. Download Free Trial. Convert a JPG to PDF. You can drag and drop your JPG file in the box, and then start
change pdf to jpg file; change pdf file to jpg online
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
3.14.6. Fault-Interrupting Devices 
PG&E must review and approve all customer-selected 
fault-interrupting devices. 
There are two basic types of fault-interrupting devices for 
distribution interconnections: 
•  Circuit Breakers 
•  Fuses 
PG&E will determine the type of fault-interrupting device that a 
customer requires based on the following factors: 
•  The size and type of the generation. 
•  The available fault duty. 
•  Local circuit configuration. 
•  The existing PG&E protection equipment. 
3.14.6.1. Circuit Breakers 
A three-phase circuit breaker is the required 
fault-interruption device at the point of interconnection due 
to its simultaneous three-phase operation and its ability to 
coordinate with PG&E line-side devices. The three-phase 
circuit breaker is able to automatically separate the 
generator from PG&E’s electric system upon detection of a 
circuit fault. 
The customer may install additional circuit breakers and 
protective relays, which are not required for 
interconnection, in the generation facilities. 
The interconnection circuit breaker must have sufficient 
capacity to interrupt the maximum available fault current it 
may experience and must be equipped with accessories to 
perform the following functions: 
•  Trip the circuit breaker with an external trip signal 
supplied through a battery (shunt trip). 
•  Telemeter the circuit breaker status, if required by 
PG&E. 
•  Lock out the circuit breaker if it is operated by 
protective relays. 
3.14.6.2. Fuses 
Fuses are single-phase, direct-acting sacrificial links that 
melt to interrupt fault current and protect equipment. 
The customer must replace blown fuses manually after 
each fault before the facility may be returned to service. 
3-18  
May 1, 2003 
C# WPF PDF Viewer SDK to convert and export PDF document to other
Best PDF Viewer control as well as a powerful .NET WinForms application to image file formats with high quality, support converting PDF to PNG, JPG, BMP and
change format from pdf to jpg; convert pdf to 300 dpi jpg
C# PDF Convert to Images SDK: Convert PDF to png, gif images in C#
Best PDF converter SDK for Visual Studio .NET for converting PDF to image in C#.NET Support exporting PDF to multiple image forms, including Jpg, Png, Bmp
convert multi page pdf to jpg; convert multiple pdf to jpg online
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
Only trained personnel may replace overhead primary 
fuses. 
Fuses cannot be used as the primary protection for 
three-phase generation facilities because fuses: 
•  Are single-phase devices. 
•  Do not always melt during a fault. 
•  Do not always automatically separate the generation 
facility from PG&E. 
•  Cannot be operated by the protective relays. 
However, PG&E allows customers to use fuses as 
high-side protection for the dedicated transformer at 
generation facilities rated at less than 1,000 kW if the fuses 
are connected to the distribution-level system, but only if 
the customer’s protection can be coordinated with the 
existing PG&E phase and ground protection. 
If fuses are used, the customer should consider installing a 
negative-sequence relay and/or other devices to protect the 
facility against single-phase conditions. If fuses are used 
for high-side transformer protection, the generator must 
have a separate generator circuit breaker to isolate it from 
PG&E’s electric system during a fault or abnormal system 
conditions. 
PG&E does not allow the customer to use large primary 
fuses which do not coordinate with the circuit breaker 
ground relays in PG&E substations, because this may 
cause all the customers on the circuit to lose power if there 
is a fault inside the generating facility. 
3.15. Direct Telephone Service 
The customer must obtain a direct service or a dedicated line from the 
local telephone company so that PG&E can provide operating instructions 
to the designated operator of the customer’s equipment. 
The customer must place a telephone communication line for the transfer 
trip in service at least three weeks before the facility is energized (please 
see Attachment 6). 
May 1, 2003  
3-19 
C# Create PDF from images Library to convert Jpeg, png images to
Best and professional C# image to PDF converter SDK for Visual Studio .NET. Batch convert PDF documents from multiple image formats, including Jpg, Png, Bmp, Gif
convert pdf image to jpg image; c# convert pdf to jpg
VB.NET PDF - Convert PDF with VB.NET WPF PDF Viewer
Best WPF PDF Viewer control as well as a powerful PDF converter. PDF to image file formats with high quality, support converting PDF to PNG, JPG, BMP and GIF.
convert pdf page to jpg; convert pdf to high quality jpg
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
Table 3-3 Standard Device Numbers 
Device 
Number 
Definition and Function 
Device 
Number 
Definition and Function 
15 
A speed-of-frequency 
matching device functions to 
match and hold the speed or 
the frequency of a machine or 
of a system equal to, or 
approximately equal to, that of 
another machine, source, or 
system. 
50 
An instantaneous overcurrent 
or rate-of-rise relay indicates a 
fault in the apparatus or circuit 
that is being protected, when 
there is an excessive value of 
current, or an excessive rate of 
current rise. 
21 
A distance relay functions 
when the circuit admittance, 
impedance, or reactance 
increases or decreases beyond 
predetermined limits. 
51 
An ac time overcurrent relay 
has either a definite or inverse-
time characteristic that 
functions when the current in an 
ac circuit exceeds a 
predetermined value. 
25 
Synchronizing and 
synchronism-check devices 
permit two alternating current 
(ac) circuits to be paralleled 
when they are within the 
desired limits of frequency, 
phase angle, and voltage. 
52 
An ac circuit breaker is used 
to close or interrupt an ac 
power circuit under normal 
conditions or to interrupt a 
circuit under fault or emergency 
conditions. 
27 
An undervoltage relay 
functions on a given value of 
undervoltage. 
59 
An overvoltage relay functions 
on a given value of overvoltage. 
32 
A reverse-power relay 
functions on a reverse-power 
flow at a given set point. 
60 
A voltage-balance relay 
operates on a given difference 
in voltage between two circuits. 
46 
A reverse-phase or 
phase-balance current relay 
functions when the polyphase 
currents are of reverse-phase 
sequence, or when the 
polyphase currents are 
unbalanced or contain negative 
phase-sequence components 
exceeding a given amount. 
61 
A current-balance relay 
operates on a given difference 
in the current input or output of 
two circuits. 
47 
A phase-sequence voltage 
relay functions on a 
predetermined value of 
polyphase voltage in the 
desired phase sequence. 
62 
A time-delay stopping, or 
opening, relay delays a 
shutdown, stopping, or opening 
operation in an automatic 
sequence initiated by another 
device. 
3-20 
May 1, 2003 
VB.NET Create PDF from images Library to convert Jpeg, png images
Best and professional image to PDF converter SDK for Visual Studio .NET. Support create PDF from multiple image formats in VB.NET, including Jpg, Png, Bmp
changing pdf to jpg; convert pdf into jpg format
VB.NET PDF Convert to Images SDK: Convert PDF to png, gif images
Best adobe PDF to image converter SDK for Visual Studio .NET. Convert PDF documents to multiple image formats, including Jpg, Png, Bmp, Gif, Tiff, Bitmap
batch convert pdf to jpg online; convert pdf image to jpg
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
Table 3-3 Standard Device Numbers, continued 
Device 
Number 
Definition and Function 
Device 
Number 
Definition and Function 
67 
An ac directional-overcurrent 
relay functions on a desired 
value of ac overcurrent flowing 
in a predetermined direction. 
87 
A differential-protective relay 
functions on a percentage of 
the phase angle or other 
quantitative difference between 
two currents or by other 
electrical quantities. 
79 
An ac reclosing relay controls 
the automatic reclosing and 
locking out of a circuit 
interrupter. 
90 
A regulating device regulates 
a quantity, or quantities, such 
as voltage, current, power, 
speed, temperature, frequency, 
and load, at a certain value or 
between certain limits for 
machines, tie lines, or other 
apparatus. 
81 
A frequency relay functions on 
a predetermined value of 
frequency either under or over 
the normal system frequency or 
the normal rate of frequency 
94 
A tripping or trip-free relay 
functions to: 
• Trip a circuit breaker, 
contactor, or the equipment. 
change. 
• Permit immediate tripping by 
other devices. 
• Prevent the immediate 
reclosure of a circuit 
interrupter if it opens 
automatically, even when its 
closing circuit is kept closed. 
Table 3-4 Industrial-Grade Relays for Generation Application
Manufacturer 
Arga 
Basler Electric 
Square D 
Synchronizing 
Relays 
(25) 
PRS 250 
Undervoltage 
Relay 
(27) 
6-327 
BE4-27 
PR-201-UV 
Nondirectional 
Overcurrent Relay 
(50/51) 
BE4-51 
Overvoltage Relay 
(59) 
6-327 
BE4-59 
PR-101-OV 
Frequency Relay 
(Under/Over) 
( 81U/O) 
6-328 
BE4-81-O/U 
R-101-OUF 
Overcurrent Relay 
(51N,V,C) 
For utility-grade relays, please see Table 6-3, “Utility-Grade Relays for Generation Application,” on 
Page 6-9. 
May 1, 2003 
3-21 
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
Notes 
1. Customers may install industrial-grade relays only on projects that are 
greater than 10 kW or less than or equal to 1 MW and are 
interconnected to distribution circuits. 
2. Relays used in a ground fault-detection scheme must be utility grade. 
3. The above table contains information regarding products, 
inclusion or omission of a product, manufacturer, or representative is 
or service. No endorsements or warranties are implied. 
Other types of relays may be acceptable, but PG&E must review and 
approve the certified test results performed by an independent party 
acceptable to PG&E before the facility may be installed and released 
for commercial operation. 
Contact PG&E’s System Protection department for the test  
specifications for each relay.  
3-22 
May 1, 2003 
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
3-Wire Systems, Service Transformer Connected Wye on 12 kV Side 
Connect a 12 kV-240 V distribution transformer (or a 12 kV-120 V potential transformer [PT]) 
between the neutral and ground; load the secondary with a 13 Ω resistor, and an overvoltage 
relay. 
For 12 kV-240 V: 
Turns ratio, N = 12,000 = 50 
240 
Maximum secondary voltage, V
3
= 12,000
= 138.5 V 
3 (50) 
Short time ratings for resistor and transformer: 
V2 = 138.52 = 1,477 W (or VA) 
R
13
12 kV 
Service Transformer 
59 
N
Generator 
Overvoltage (with third
12 kV-240 V 
harmonic filter) IAV51 relay 
or equivalent 
13 Ω 
3-Wire Systems, Service Transformer Connected Delta on 12 kV Side 
Install 3 PTs or distribution transformers, 12 kV-240 V, 1.0 kVA or larger, on 12 kV side as shown 
below.  Connect a 13 Ω resistor across the broken delta. 
For 12 kV-240 V: 
Turns ratio, N = 12,000 = 100 
120 
Normal secondary voltage, Vn = 12,000 = 69.3 V 
3 (100) 
 
Short time ratings for resistor and transformer:  
Resistor W = V
2
= 208
2
= 3,328*  
R
13
Transformer VA = 120 × 208 = 1920 (each)* 
13 
*1,000 W continuous rated resistor and 1.0 kVA transformer will be adequate. 
12 kV 
Service Transformer 
13 Ω 
59 
3 PTs 
12 kV-240 V 
Generator 
Figure 3-1  
Recommended Ground Detection Schemes  
12 kV Distribution Circuits  
May 1, 2003 
3-23 
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
4-Wire System, Service Transformer Connected Ground Wye on 21 kV Side 
21 kV 
Service Transformer 
Neutral 
51 
Generator 
4-Wire System, Service Transformer Connected Delta on 21 kV Side 
21 kV 
Service Transformer 
Generator 
Ground Bank* 
Neutral 
Overcurrent, CO-9 relay 
or equivalent 
51 
* Ground bank to be sized to limit overvoltages to 1.15 of normal. 
Figure 3-2  
Recommended Ground Detection Schemes  
21 kV Distribution Circuits  
3.16. Metering Requirements 
PG&E system. 
The disconnect requirements are specified by PG&E. Please see 
Engineering Document 060559, “Disconnect Switches For 
Interconnection With Small Power Producers And Cogenerators,” located 
in Attachment 3. 
3-24 
May 1, 2003 
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
As specified in Rule 21, the customer is required to have an accessible 
and must be observable from the panel. 
Generators operating under the Standard E-NET program may deliver 
power to PG&E only during certain periods. 
In accordance with the CPUC-approved tariff, customers that meet the 
following conditions may use a meter without a detent to net the usage 
(net kWh = kWh usage – kWh generation): 
•  The facility is rated at or less than 1 MW. 
•  The facility connects to PG&E’s secondary-service voltage. 
•  The facility meets PG&E’s E-NET rate schedule. 
Only electromechanical or solid-state programmable revenue meters are 
used for E-NET interconnection. 
Customers who are participating in the Expanded E-NET program are 
responsible for ensuring that the metering panels satisfy the necessary 
revenue-metering requirements. 
In the event that the installation of a dual meter-socket adapter is 
necessary, the customer is required to have adequate meter working space. 
meter enclosure. The purpose of the meter working space is to provide 
safe access to the metering equipment. 
The meter working space must be: 
•  Clear and level. 
•  At least 36 inches by 30 inches in area. 
•  Kept clear of debris and unobstructed at all times. 
•  Located so that the centerline of the meter is at least 10 inches from 
any adjacent sidewall or other protruding obstruction. 
•  Located so there is no intrusion by landscaping, structures, or stored 
material. 
Installed meters must also satisfy the height requirements specified in 
Table 3-5 on Page 3-26. 
May 1, 2003  
3-25 
Documents you may be interested
Documents you may be interested