Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
Table 3-5 Meter Height Requirements 
Installed Meters 
Height Requirement 
Individual, field-installed meter panels (i.e. 
not part of an assembly, such as a 
switchboard). 
A minimum of 48 inches to a maximum of 
66 inches as measured from the centerline 
of the meter to the standing surface. 
Free-standing, manufactured, meter-panel Please refer to the Electric and Gas 
enclosures, multimeter panels, or 
Service Requirements manual 
assemblies where a minimum of a 36-inch (Greenbook) 
to a maximum of a 75-inch socket is 
placed in a factory-assembled structure 
(e.g. meter pedestal). 
Agricultural and other pole-mounted 
services. 
The height from the ground to the top of 
the meter-socket enclosure must be 72 
inches. However, the meter height may be 
reduced to 48 inches if the 
service-entrance conduit attached to the 
pole is made of galvanized, rigid steel or 
PVC Schedule 40, and at least 2 inches in 
diameter. 
Customers wishing to export power to the grid are not permitted to 
participate in the E-NET program and will be placed in another 
appropriate rate schedule. 
The inadvertent generation of excess power from an E-NET customer is 
typically measured and recorded by a bidirectional meter. 
3.17. Telemetering Requirements 
cellular signals are acceptable, a cellular phone may be used. 
If the meter’s telephone line cannot be dedicated to the meter, the 
customer, with approval from PG&E’s local metering group, may arrange 
to use a line sharing switch. 
The telephone-line termination in switchboards, panels, pole-mounted 
meters, and pedestals must be located as follows: 
•  Within 5 circuit-feet of the centerline of the meter. 
•  Between a minimum of 18 inches and a maximum of 72 inches 
above the finished grade. 
When cellular phones are used, the same location requirements apply to 
the power supply when measured from the load side of the meter and 
located outside PG&E’s sealable section. 
3-26  
May 1, 2003 
Convert multiple pdf to jpg - 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 into jpg format; convert pdf to jpeg
Convert multiple pdf to jpg - 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 .jpg online; best pdf to jpg converter
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
3.18. Ground Potential Rise 
The customer is responsible for determining the ground potential rise 
(GPR) for a line to ground power fault. The GPR value determines what 
cable, as well as the minimum, required dielectric strength of the 
cable-insulating jacket. 
To calculate the GPR, the customer needs to have the highest calculated 
(provided by the customer). 
When the customer’s generation units increase in aggregate nameplate 
consult the responsible telecommunications engineer. 
3.19. Communication 
PG&E may require that communication circuits be installed to provide 
protection, Supervisory Control & Data Acquisition (SCADA), and voice 
communications between PG&E and the customer’s generation facilities. 
the customer is responsible for the costs incurred by PG&E personnel 
while involved in assisting the telephone company personnel in making 
repairs to the leased circuits. 
related equipment meets all the applicable standards. 
3.20. Operation Requirements 
If the unit is equipped with a disconnect switch, that switch must be 
accessible to PG&E’s employees. When maintenance or other work 
procedures are scheduled, this disconnect switch may have to be opened 
and locked for the protection of PG&E employees. 
3.20.1. Normal Voltage Operating Range 
PG&E may have specific operating-voltage ranges for larger 
generating facilities (larger than 11 kVA), and may require 
adjustable operating-voltage settings for these larger systems. 
In the absence of such requirements, the operating window must 
be set up in a way that minimizes nuisance tripping and ranges 
between 88% and 110% of the appropriate interconnection 
voltage. 
To minimize the adverse voltage effects experienced by other 
customers on PG&E’s electric system, any voltage flicker at the 
point of common coupling (PCC) caused by the generating facility 
May 1, 2003 
3-27 
C# Create PDF from images Library to convert Jpeg, png images to
Batch convert PDF documents from multiple image formats, including Jpg, Png, Bmp, Gif, Tiff, Bitmap, .NET Graphics, and REImage.
bulk pdf to jpg; best convert pdf to jpg
VB.NET Create PDF from images Library to convert Jpeg, png images
Components to batch convert PDF documents in Visual Basic .NET class. Support create PDF from multiple image formats in VB.NET, including Jpg, Png, Bmp, Gif
convert pdf to jpg for online; convert pdf into jpg online
Generation 
Expanded E-NET Interconnection 
must not exceed the limits defined by the “Maximum Borderline 
of Irritation Curve” shown in the Institute of Electrical Engineers 
(IEEE) 519. 
3.20.2. Limits Specific to Single-Phase Generating Facilities 
The maximum capacity for single-phase generating facilities 
connected to a shared, single-phase secondary must not exceed 
20 kVA. 
Customers must install a 240 V service for generating facilities 
with a center-tap neutral so that no more than 6 kVA of imbalance 
capacity exists between the two sides of the 240 V service. 
3-28 
May 1, 2003 
C# PDF File Merge Library: Merge, append PDF files in C#.net, ASP.
Free online C#.NET source code for combining multiple PDF pages together in .NET framework. Combine scanned images to PDF, such as tiff, jpg, png, gif, bmp
change pdf into jpg; .net convert pdf to jpg
C# WPF PDF Viewer SDK to convert and export PDF document to other
Create multiple pages Tiff file from PDF document. Convert PDF to image file formats with high quality, support converting PDF to PNG, JPG, BMP and GIF.
change pdf file to jpg; change file from pdf to jpg on
Generation 
Section 4 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
4.1. Introduction 
Rule 21, “Generating Facility Interconnections,” describes the 
who want to connect their generating facilities to PG&E’s distribution 
Commission (CPUC). 
system if the customer meets all the requirements of Rule 21. 
http://www.pge.com/customer_services/business/tariffs/pdf/ER21.pdf or 
in Attachement 11, defines the interconnection process for customers who 
install generators, including solar, wind, or conventional gas-fired 
generators, on their premises to offset their loads. 
Rule 21-type generators operate in parallel with PG&E’s electric 
distribution grid system. 
The cost of interconnecting a generating facility with PG&E’s system can 
be affected by variables such as the circuit loading, the location, and the 
size and type of the generating facility. 
For more information on Rule 21 generators and the interconnection 
process, please refer to PG&E’s website 
http://www.pge.com/002_biz_svc/gen/retail_gen_rule_21.shtml. 
4.2. Application and Agreements 
4.2.1. Application Form/Fees 
Customers who want to interconnect under the provisions of Rule 
21 must fill out a “Generating Facility Interconnection 
Application” (Form No. 79-974 in Attachment 12), and follow the 
process set forth in the form. 
The application must include the following. 
• A check for $800. 
• Any supporting documents. 
• A completed application form. 
The application package must be sent to PG&E by registered U.S. 
mail to the following address: 
May 1, 2003 
4-1 
C# PDF Convert to Images SDK: Convert PDF to png, gif images in C#
An advanced .NET control able to batch convert PDF documents to image formats in C#.NET. Support exporting PDF to multiple image forms, including Jpg, Png, Bmp
convert pdf file to jpg format; convert pdf image to jpg
VB.NET PDF File Merge Library: Merge, append PDF files in vb.net
Combine multiple specified PDF pages in into single one file. VB.NET Components to combine various scanned images to PDF, such as tiff, jpg, png, gif, bmp
.net pdf to jpg; .pdf to .jpg online
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
Pacific Gas and Electric Company 
Attn: Generation Interconnection Services Section (GIS) 
Mail Code B13J 
P.O. Box 770000k  
San Francisco, CA 94177  
Or, by email to: Gen@pge.com. 
4.2.2. Application Completeness 
PG&E has 10 days, from the day of the receipt of the application, 
to check if the applicant has provided complete information. 
A completed application includes the following: 
•  An initial review fee of $800. 
•  The project name and location. 
•  A single-line drawing of the project. 
•  The generator type, size, and data. 
•  A listing of protective devices. 
•  The type and mode of the disconnect switch. 
Please note that an electronic application is not complete until 
PG&E receives a check for $800, made payable to Pacific Gas and 
Electric Company. 
4.2.3. Initial Review 
If PG&E deems that the application is complete, PG&E has 10 
business days to perform the initial review. 
At any time that PG&E deems the application incomplete, the 
10-day clock for the initial review phase stops. However, as soon 
as the applicant provides the missing information and PG&E 
deems the application complete, a new 10-day clock starts. 
If PG&E determines that the application qualifies for a simplified 
interconnection, PG&E will provide a written description of the 
requirements, as well as the agreements described in Section 4.3. 
(“Rule 21 Agreement” on Page 4-4). 
4.2.4. Supplemental Review 
During the initial review, if PG&E determines that the application 
does not qualify for a simplified interconnection, PG&E will 
perform a supplemental review. 
PG&E will provide one of the following items after the 
supplemental review: 
•  The interconnection requirements beyond those for 
simplified interconnection. 
•  A cost estimate and schedule for an interconnection study. 
4-2  
May 1, 2003 
C# Create PDF Library SDK to convert PDF from other file formats
Gratis control for creating PDF from multiple image formats such as tiff, jpg, png, gif, bmp, etc. Create writable PDF from text (.txt) file.
conversion pdf to jpg; change format from pdf to jpg
VB.NET PDF Convert to Images SDK: Convert PDF to png, gif images
PDF. Convert PDF documents to multiple image formats, including Jpg, Png, Bmp, Gif, Tiff, Bitmap, .NET Graphics, and REImage. Turn
convert pdf document to jpg; convert pdf file to jpg
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
The applicant must submit to PG&E a supplemental review fee of 
$600 within 10 calendar days after the completion of the 
supplemental review. 
If a supplemental review is required, PG&E must complete the 
review within 20 business days of the receipt of a completed 
application. 
For more details, please see Rule 21 (Attachment 11). 
4.2.5. Interconnection Study 
After the initial or supplemental review, if PG&E determines that a 
detailed interconnection study is necessary, PG&E will offer an 
agreement that sets forth the following: 
•  The nature and scope of the studies. 
•  The facility design and engineering work to be performed. 
This agreement will provide cost estimates for the fixed price or 
actual cost billing options. 
4.2.6. Single-Line Diagram and Project Details 
A single-line diagram must accompany the application. Some 
drawings with complex designs may require a Professional 
Engineering Stamp or C10 license. 
For an example of a single-line diagram, please refer to 
Attachment 3. 
In the interest of assisting PG&E in its goal to deliver safe, 
uniform service, use the following guidelines for transmitting 
electronic drawing files for architectural, mechanical, and civil site 
plans: 
•  The PG&E electronic drawing tool is AutoCAD R14, .DWG 
format. All submitted electronic drawings must be 
completely readable and compatible with AutoCAD release 
12 or above. 
•  Drawings should be sent on 3.5-inch diskettes, CDs, or as 
attached email files. 
•  The “Pack & Go” feature of AutoCAD should be used, if 
available. 
•  Drawings for large projects should be sent in a zipped 
format. 
•  The use of layering is encouraged and should be preserved 
when transferring files to PG&E. 
•  All drawings should be saved in model space instead of 
paper space. 
May 1, 2003  
4-3 
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
•  Drawing plans should be two dimensional, with the “Z” 
elevation at zero. 
•  Any External Reference Files (Xref) or drawing updates 
should maintain a consistent insertion point. 
•  All related drawing files should be included. 
For more information, please contact the local PG&E 
representative. 
4.3. Rule 21 Agreement 
Generator interconnection projects under the provisions of Rule 21 
generally require one or more of the following agreements. Copies of 
these forms can be found in Attachment 12. 
4.3.1.  Generating Facility Interconnection Agreement (GFIA) (Form 
79-973) 
The GFIA is a CPUC-approved standard agreement that provides 
for the customer to interconnect and operate its generating facility 
in parallel with PG&E’s distribution system and establishes an 
ongoing business relationship between the customer and PG&E, 
including operating and communication protocols. 
4.3.2.  Customer Generation Agreement (CGA) (Third-Party 
Generator On Premises) (Non-Exporting) (Form 79-992) 
The CGA is a CPUC-approved standard agreement that allows the 
customer to have a third party install, operate, and maintain an 
ownership interest in a generating facility on the customer’s 
premises. 
This agreement provides for the interconnection and operation of 
the generating facility in parallel with PG&E’s distribution system 
and establishes an ongoing business relationship between the 
customer and PG&E, including operating and communication 
protocols. 
The customer must complete the CGA along with the “Generating 
Facility Interconnection Agreement (Third Party Non-Exporting)” 
(Form 79-988), which is between the third-party generator and 
PG&E. 
4.3.3.  Generating Facility Interconnection Agreement (GFIA) (Third 
Party Non-Exporting) (Form 79-988) 
The GFIA (Third Party Non-Exporting) is a CPUC-approved 
standard agreement that allows the customer to have a third-party 
install, operate, and maintain an ownership interest in a generating 
facility on the customer’s premises. 
4-4  
May 1, 2003 
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
This agreement provides for the interconnection and operation of 
the generating facility in parallel with PG&E’s distribution system 
and establishes an ongoing business relationship between the third 
party and PG&E, including operating and communication 
protocols. 
The customer must complete the GFIA along with the “Customer 
Generation Agreement (Third-Party Generator On Premises) 
(Non-Exporting)” (Form 79-992), which is between the customer 
and PG&E. 
4.3.4. Special Facilities Agreement (SFA) (Form 79-280) 
The SFA is a CPUC-approved standard agreement between PG&E 
and the customer. It specifies the cost of the interconnection 
facilities that PG&E will construct, own, and maintain. 
4.3.5. Standby Service Agreement (SSA) (Form 79-285) 
The SSA is a CPUC-approved standard agreement to provide 
standby service to a customer who requires PG&E to reserve the 
capacity to deliver electricity on an irregular or noncontinuous 
basis. 
4.3.6. Natural Gas Service Agreement (NGSA) (Form 79-756) 
The NGSA is a standard agreement for electric generation 
customers who qualify for schedule G-EG (“Gas Transportation 
Service to Electric Generation and Cogeneration Facilities”) and 
for service under schedule G-COG (“Gas Transportation Service to 
Cogeneration Facilities”). 
4.3.7. Other Agreements 
The following are other agreements that may be applicable: 
•  “Agreement to Perform Tariff Schedule Related Work” 
(Form 62-4527) 
This is a standard agreement to perform work at the request 
of others. 
• Electric Rule 15/16 Agreements (in various forms) 
These are standard agreements to install new facilities or 
upgrade existing facilities to accommodate new 
electric-service requirements. 
• Gas Rule 15/16 Agreements (in various forms) 
These are standard agreements to install new facilities or 
upgrade existing facilities to accommodate new gas-service 
requirements. 
May 1, 2003  
4-5 
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
Before interconnection, all applicants must sign the 
“Generating Facility Interconnection Agreement” (Form 
79-973). 
Additionally, customers who have transmission-level 
generators (60 kV and above) must sign the “Generation 
Operating Agreement” (GOA). 
All additional charges and the accompanying agreement(s) 
are due to PG&E before work begins on the distribution 
system. 
All customers who are operating generators connected in 
parallel to the grid must execute a standby agreement, except 
for the following three groups of customers: 
1.  Agricultural customers. 
2.  E-NET and other customers who are operating 
generators connected in an open transition scheme 
(“break-before-make”). 
3.  E-NET and other customers who are operating 
generators connected in a closed transition scheme 
(“make-before-break”) under 60 cycles. For more 
information, please see Section 5, “Portable, 
Emergency, Standby Generators Interconnection.” 
To receive a printed copy of the materials listed above, please 
contact the PG&E Generation Interconnection Hotline at (415) 
972-5676 or send an email to gen@pge.com. 
4.3.8. Proof of Insurance Coverage 
As applicable, please refer to Section 8 of Form 79-973 or 79-988 
in Attachment 12. 
4.4.  Approved Building Permit 
building inspection conducted by local authorities. 
4.5.  Preparallel Inspection 
PG&E will perform a final inspection of the system before operation. This 
allows PG&E to ensure that the system has been installed in accordance 
with the originally submitted specifications. 
After the inspection, the customer will receive written approval from 
PG&E to operate the system in parallel with PG&E’s grid. 
Note:  The system must not be operated until the customer 
has received a written approval from PG&E. 
4-6  
May 1, 2003 
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
4.6. Timeline 
Table 4-1 below outlines the time frames of the review and approval 
process: 
Table 4-1 Review and Approval Process Time Frames 
Timeline 
Review 
10 days 
Application Completeness 
PG&E must verify that the following items are received 
before conducting the initial review: 
• $800 initial review fee 
• The following information is provided with sufficient 
detail: 
– The project name and location. 
– A single-line drawing. 
– The generator type, size, and data. 
– A list of protective devices. 
– The type and mode of a disconnect switch. 
10 days 
Initial Review 
Engineering review using the “Initial Review Process.” 
Please see “Sample of the Initial Review Process,” in 
Attachment 5. 
10 additional days, total of Supplemental Review Process 
20 days from receipt of 
completed application 
After the supplemental review, if PG&E determines that the 
application is not qualified for simplified interconnection, 
PG&E will determine a time schedule and the cost for an 
interconnection study. 
To be determined, as 
required based on 
supplemental review. 
Interconnection Study 
PG&E will determine the timeline and the cost for an 
interconnection study on a case-by-case basis. 
4.7. Fees/Charges 
The following fees are charged for reviews: 
•  Initial Review – $800 
•  Supplemental Review (if required) – $600 
•  Interconnection Study (if required) – PG&E determines the fee on a 
case-by-case basis. 
Please note that up to $5,000 of the review and/or study fees will be 
waived for solar-generating facilities up to 1 MW that do not export 
power to the grid. 
May 1, 2003  
4-7 
Documents you may be interested
Documents you may be interested