pdf mvc : Convert multi page pdf to jpg software control cloud windows web page azure class dih0501037-part119

Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
4.8. Technical Requirements 
any retail generation customers who do not meet one or more of the 
simplified interconnections criteria set by the California Energy 
Commission (CEC) Rule 21, here referred to as CPUC “Rule 
21-Generating Facility Interconnections.” See Attachment 11. 
4.8.1. Interconnection Requirements 
When interconnecting facilities to the PG&E distribution system, it 
is important to minimize the potential hazard to life and property. 
A basic safety rule requires automatic detection and isolation of 
abnormal system troubles within a reasonable time. 
Important system troubles are fault conditions, such as a short 
circuit. 
4.8.2. Protection and Control Requirements 
Interconnection of a new facility to the PG&E distribution system 
must not degrade any of the existing PG&E protection and control 
schemes nor lower the existing levels of safety and reliability to 
other customers. 
Also, as a general rule, neither PG&E nor the customer should 
depend on the other for the protection of their respective 
equipment. PG&E’s protection requirements are designed and 
intended to protect the PG&E electric system only
1
In view of these objectives, PG&E requires that the protective 
equipment be able to automatically detect and rapidly isolate faulty 
equipment. Therefore, the application and implementation of 
interconnection protection must limit interruptions only to the 
faulty equipment or section, so that a minimum number of 
customers are affected by any outage. 
The customer may need to install high-speed protective equipment 
to rapidly isolate trouble and to minimize equipment damage and 
the potential impact to system stability. 
PG&E will determine, on a case-by-case basis, if the customer 
needs high-speed fault clearing. 
Some of the interconnection protection requirements are discussed 
in Section 3.9. “Machine-Based Generation,” on Page 3-11. PG&E 
performs system studies to determine, on a case-by-case basis, if 
the system configurations or types of generating facilities need 
additional protection requirements. 
The specific requirements for interconnection depend on the 
following factors: 
• The generator size and type. 
1 Please refer to CPUC Rule 21 for additional information. 
4-8 
May 1, 2003 
Convert multi page 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 pictures to jpg; convert multiple pdf to jpg
Convert multi page 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
change pdf to jpg image; convert pdf pages to jpg online
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
•  The number of generators. 
•  Feeder characteristics (i.e., voltage, impedance, and  
ampacity).  
•  The ability of the existing protective equipment at the local 
PG&E distribution system to function adequately with the 
proposed interconnection facility (i.e., identical generator 
projects connected at different locations in the PG&E system 
can have widely varying protection requirements and 
associated costs. These differences are caused by different 
feeder configurations, fault duties, and existing protection 
schemes). 
The customer must install, at a minimum, a disconnecting device 
or switch with load- and/or fault-interrupting capability, as needed, 
at the point of interconnection. 
Typically, the customer needs additional protective relays to 
adequately protect the generating facility. Customers are 
responsible for protecting their own systems and equipment from 
faults or interruptions originating on either PG&E’s side or the 
customer’s side of the interconnection. 
The system protection facilities are at the customer’s expense, and 
must be installed, operated, and maintained in accordance with all 
the applicable regulatory requirements and in accordance with the 
design and application requirements of this handbook. 
The protective relays used in isolating the generator from the 
PG&E electric system at the point of interconnection must meet 
the following requirements: 
•  The devices must be approved by PG&E. 
•  The devices must be set to coordinate with the protective 
relays at PG&E’s line circuit breaker terminals for the line to 
which the generator is connected. 
Based on the proposed station configuration or the type of 
interrupting device closest to the point of common coupling (PCC) 
to PG&E’s facilities, PG&E may impose additional requirements 
(i.e., the exact type and style of the protective devices) on the 
customer. 
Note:  PG&E will coordinate with the generator or its 
representatives on the installation of any 
additional protective equipment that may be 
required. The generator is responsible for the 
costs of the additional protective equipment. 
To ensure that the customer’s facility is adequately 
protected, PG&E recommends that the customer acquire 
the services of a qualified electrical engineer to review the 
electrical design of the proposed generation facility. 
May 1, 2003  
4-9 
C# TIFF: C#.NET Code to Convert JPEG Images to TIFF
Gif, and REImage object to single or multi-page Tiff image Use C# Code to Convert Jpeg to Tiff. string[] imagePaths = { @"C:\demo1.jpg", @"C:\demo2.jpg", @"C
bulk pdf to jpg converter online; convert multiple page pdf to jpg
C# PDF Convert to Tiff SDK: Convert PDF to tiff images in C#.net
Using this .NET PDF to TIFF conversion control, C# developers can render and convert PDF document to TIFF image Both single page and multi-page Tiff image
changing pdf to jpg; convert pdf images to jpg
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
4.9. Manual Disconnect Switch 
4.9.1. General 
A generator must be equipped with a manual disconnect switch. 
As a means of electrically isolating PG&E’s electric system from 
the customer’s systems, the customer must provide a 
PG&E-operated disconnect device. To establish a visually open 
working clearance, in accordance with PG&E’s safety rules and 
practices, the manual disconnect must be opened during all 
maintenance and repair work. 
For interconnections of 2.4 kV and above, the disconnect switch 
must be located at the point of interconnection with PG&E. The 
disconnect switch must be gang-operated, three-pole, and lockable. 
If the disconnect switch will be located on PG&E’s side of the 
interconnection point, PG&E must install it at the customer’s 
expense. 
If the disconnect switch will be located on the customer’s side, it 
must be furnished and installed by the customer. If the disconnect 
device is in the customer’s substation, it must be located on the 
substation’s dead-end structure and have a PG&E-approved 
operating platform. The customer must use only PG&E-approved 
devices. 
PG&E must inspect and approve the installation before parallel 
operation is allowed. 
The disconnect switch must not be used to make or break parallels 
between PG&E’s electric system and the customer’s power system. 
The device’s enclosure and operating handle (when present) must 
be locked at all times, using PG&E’s padlocks. 
The disconnect switch must be visible and easily accessible to 
PG&E employees. When installed on the customer’s side of the 
interconnection, the switch must be installed close to the metering. 
It must be identified with a PG&E-designated switch-number 
plate. 
4.9.2. Specifications 
The manual disconnect switch must meet the following 
requirements: 
•  Be rated for the voltage and current requirements of the 
particular installation. 
•  Be gang-operated. 
•  Be weatherproofed or designed to withstand exposure to 
weather. 
4-10  
May 1, 2003 
C# Word - Convert Word to JPEG in C#.NET
VB.NET How-to, VB.NET PDF, VB.NET Word, VB.NET Excel component toolkit, C# developers can easily and quickly convert a large-size multi-page Word document
convert from pdf to jpg; best convert pdf to jpg
C# powerpoint - Convert PowerPoint to JPEG in C#.NET
VB.NET How-to, VB.NET PDF, VB.NET Word, VB.NET component toolkit, C# developers can easily and quickly convert a large-size multi-page PowerPoint document
pdf to jpeg; convert pdf file into jpg
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
•  Be lockable in both the opened and closed positions with a 
standard PG&E lock, except for the low-voltage (0 to 
600 V), fused disconnect switches with interlocks listed in 
the PG&E Engineering Document 060559, “Disconnect 
Switches for Interconnection with Small Power Producers 
and Cogenerators.” (See Attachment 3) 
The interlock feature allows the customer to open a locked, 
fused disconnect switch, but not to close it, so that the 
customer’s system can be isolated for maintenance without 
PG&E’s assistance. A fused disconnect switch with an 
interlock must be unlocked by PG&E before it can be 
closed. 
4.9.3. Low-Voltage Disconnects (0 to 600 Volts) 
Low-voltage disconnect switches are rated as “general duty” 
(240 V) and “heavy duty” (600 V). 
PG&E-approved, low-voltage disconnects are identified in 
Engineering Document 060559. (See Attachment 3) 
4.9.4. Medium-Voltage Disconnects (600 Volts to 25 kV) 
PG&E’s requirements for medium voltage disconnect switches 
rated up to 25 kV are specified in Engineering Document 066195 
“25 kV Underarm Sidebreak Switch.” (See Attachment 3). 
4.10. Review and Study Requirements 
The customer must provide PG&E with electrical drawings for review 
before procuring the equipment. 
The customer must provide the following drawings: 
•  Single-line meter and relay diagrams listing the major protective 
equipment. 
•  Schematic drawings, such as 3-line alternating current (ac), and 
tripping schemes (direct current [dc]) for all PG&E-required relays. 
PG&E will review both the inverter-based and machine-based generators 
for simplified interconnection and, if needed, PG&E will perform an 
additional interconnection study. 
4.11. Inverter-Based Generating System 
In addition to having an Underwriters Laboratories Standard UL 1741 
certification, an inverter-based generating facility must meet the 
“non-islanding” criteria specified in the CPUC’s “Rule 21- Generating 
Facility Interconnections,” which can be found at: 
http://www.pge.com/customer_services/business/tariffs/pdf/ER21.pdf or 
in Attachment 11. 
May 1, 2003  
4-11 
JPG to PNG Converter | Convert JPEG to PNG, Convert PNG to JPG
& pixel depth; Ability to convert single-page images between Select "Convert to PNG"; Select "Start" to start JPEG to PNG Converter first; Load JPG images from
convert pdf file to jpg file; convert multi page pdf to single jpg
C# Excel - Convert Excel to JPEG in C#.NET
VB.NET How-to, VB.NET PDF, VB.NET Word, VB.NET Excel component toolkit, C# developers can easily and quickly convert a large-size multi-page Excel document
to jpeg; change pdf file to jpg file
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
A PG&E-approved single inverter must meet the following criteria: 
•  Have an Underwriters Laboratories Standard UL 1741 certification. 
•  Be on the California Energy Commission (CEC)-eligible list. Please 
refer to the following website for the CEC-eligible list: 
http://www.consumerenergycenter.org/buydown/eligible_inverters.html. 
Or 
•  Have met all the criteria set by the CEC Rule 21, Section “J,” as 
tested by a nationally recognized testing laboratory (NRTL) 
acceptable to PG&E and the test reports must have been approved 
by PG&E. 
has received an earlier approval. 
Separate single-unit or multiple-unit inverters that do not meet 
Underwriters Laboratories Standard UL1741 or have not been adequately 
not permitted to interconnect to the system. 
units when Underwriters Laboratories (UL) decertifies the units. PG&E 
may implement an acceptable mitigation procedure for recertification at 
the customer’s expense. 
of PG&E’s technical requirements before the applicant does an 
engineering design or procures material. 
At PG&E’s discretion, noncertified inverters may be interconnected if the 
may include, but are not limited to, those listed in Table 3-3, “Standard 
Device Numbers,” on Page 3-20. 
4.12. Machine-Based Generation 
In addition to the standard generator protection (such as voltage and 
frequency relays), the following equipment may be required for 
machine-based generating facilities. 
•  Phase and ground fault-detection schemes to detect faults on the 
PG&E system (less likely to be required for induction units). (See 
Notes 1 and 2 on Page 4-13.) 
•  An anti-islanding scheme (less likely to be required for induction 
units). 
•  A reclose-blocking scheme (less likely to be required for induction 
units). 
•  A transfer-trip scheme (less likely to be required for induction 
units). 
apply to machine-based generating facilities. 
4-12  
May 1, 2003 
JPEG to PDF Converter | Convert JPEG to PDF, Convert PDF to JPEG
Convert JPEG (JPG) Images to, from PDF Images on Windows. Features and Benefits. Powerful image converter to convert images of JPG, JPEG formats to PDF files;
batch convert pdf to jpg; conversion of pdf to jpg
C# Imaging - Planet Barcode Generation Guide
bar codes on documents such as PDF, Office Word, Excel, PowerPoint and multi-page TIFF. BarcodeHeight = 200; barcode.AutoResize = true; //convert barcode to
.pdf to .jpg converter online; best pdf to jpg converter
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
Notes 
1. 
detection. An “under-power” function may be a viable substitute for 
some fault-detection schemes. A utility-grade device with three, 
independent, current-measuring elements may be required for the 
generator. 
2. An “under-power” function cannot be applied when “inadvertent 
export” is a possibility. 
4.13. Testing and Maintenance Requirements 
The customer must provide PG&E with test reports (Form G2-2, “Relay 
T
devices applied as outlined in Table 4-2, “Generator-Protection Devices,” 
on Page 4-18, before PG&E will allow the facility to parallel. 
When the customer uses tele-protection (protection provided via 
tested. The customer must also verify that the scheme’s operation is 
operating properly before a generating facility may be released for 
commercial operation. Testing for communication-assisted protection 
includes end-to-end satellite testing and verifying the communication 
between the interconnected terminals. Please see Attachment 6, 
“Telemetering and Transfer Trip,” for more information. 
Generation customers should refer to Section 4.5., “Preparallel 
Inspection,” on Page 4-6, for information regarding preparallel 
inspections, and to Attachment 6 for information about 
communication-assisted line protection. 
relays are operable and within calibration. PG&E does not test the 
customer’s equipment, but may witness testing performed by the qualified 
testing firm retained by the customer. 
the protection scheme’s circuit breakers. 
of the customer’s protective equipment, the customer must ensure that all 
of the facility’s protective equipment is operating properly. Please see the 
“Generation Operating Agreement” (Attachment 12). 
4.14. Reliability and Redundancy 
The customer’s design must include a protection system with enough 
redundancy, so that the failure of any one component will still permit the 
customer’s facility to be isolated from the PG&E electric system during a 
fault condition. 
May 1, 2003 
4-13 
JPG to GIF Converter | Convert JPEG to GIF, Convert GIF to JPG
Converter. Convert JPEG (JPG) Images to, from GIF Images on Windows. JPEG to GIF Converter can directly convert GIF files to JPG files.
best way to convert pdf to jpg; convert pdf into jpg online
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
Multifunction, three-phase protective relays must have a redundant 
at least once a year. 
4.15. Relay Grades 
Two categories of relays commonly used for interconnection protection 
are: 
•  Industrial-grade relays. 
•  Utility-grade relays. 
4.15.1. Industrial-Grade Relays 
Industrial-grade relays are less reliable than utility-grade relays 
and may be installed only in projects up to 1,000 kW (aggregate 
nameplate) that are interconnected to distribution circuits. (Please 
see Table 4-4, “Industrial-Grade Relays for Generation 
Application,” on Page 4-30.) 
Please refer to the following sections for the protection 
requirements for units with an individual output capacity of 100 
kW and a total aggregate generation of 400 kW or larger: 
•  Table 4-2, “Generator-Protection Devices,” on Page 4-18 
•  Section 4.15.2., “Utility-Grade Relays” 
•  Section 4.17.5., “Overcurrent Relay With Voltage Restraint 
or Voltage Control,” on Page 4-21 
4.15.2. Utility-Grade Relays 
Utility-grade relays, used by electric utilities, have much higher 
reliability and accuracy than industrial-grade relays (please see 
Table 6-3 “Utility-Grade Relays for Generation Application,” on 
Page 6-9). 
These devices typically have draw-out cases and indicating targets. 
In addition, to facilitate testing and troubleshooting, these devices 
are equipped with better recording capability than industrial-grade 
relays. 
Utility-grade relays must be installed in the following 
circumstances: 
•  In all generation facilities rated in excess of 1,000 kW 
(aggregate nameplate) installed on PG&E distribution 
circuits. 
•  On all relay-based generating systems that do not meet Rule 
21 requirements. 
•  When the relays are used for a line-side, 
ground-fault-detection scheme. 
4-14  
May 1, 2003 
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
•  When overcurrent with voltage-restraint or 
voltage-controlled relays are used for generators 400 kW or 
larger, or for generators larger than 100 kW, where the 
aggregate generation is greater than 400 kW. 
•  When auxiliary relays and timers are used in the tripping 
circuits of PG&E-required protection schemes. 
4.15.3. Relays Approved by PG&E 
All utility-grade relays must include relay targets that can be reset 
manually. 
All utility-grade relay power supplies must be powered by 
station-battery dc voltage, and must include a dc-undervoltage 
detection device and alarm. 
The customer must submit all proposed relay specifications to 
PG&E for approval before ordering the relays. The line-protection 
relays must be listed on PG&E’s approved list (please see 
Table 6-3, “Utility-Grade Relays for Generation Application,” on 
Page 6-9). 
Generation-protection relays must meet one of the following 
requirements: 
•  Be on the PG&E-approved list. (Please see Table 6-3 on 
Page 6-9). 
•  Be tested according to Attachment 9 - “Generator Protective 
Relay Requirements.” 
The customer is responsible for the costs of any required, qualified 
tests performed on the relays. These tests must be done before 
PG&E’s approval of the relay for interconnection use. 
PG&E approval does not indicate the quality or reliability of a 
product or service, and endorsements or warranties must not be 
implied. If the customer wants to use a relay not on the 
PG&E-approved list, the customer must allow additional time for 
testing and PG&E’s review and approval. 
Please see the following sections for a list of PG&E-approved 
relays: 
•  Table 4-4, “Industrial-Grade Relays for Generation 
Application,” on Page 4-30 
•  Table 6-3 “Utility-Grade Relays for Generation Application” 
on Page 6-9 
May 1, 2003  
4-15 
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
4.16. System Fault Detection and Protection 
The customer’s equipment must be able to independently detect phase and 
ground faults on the PG&E system, as specified by CPUC Rule 21 (i.e., 
required fault-detection relays must coordinate with PG&E’s devices, as 
necessary. 
or coordinated protection to prevent extensive damage should an 
interrupting device fail to clear when required. The line-protection 
lines. 
At the customer’s expense, the existing relay schemes may have to be 
customer’s new facility. 
The customer must place the PG&E-required relays at a location where a 
fault on any phase of PG&E’s interconnected line(s) can be detected. 
If PG&E requires transfer-trip protection, the customer must provide and 
pay for all the required communication circuits and equipment based on 
the protection studies. 
The following are examples of a communication circuit: 
•  A leased line from the telephone company. 
•  A dedicated cable. 
•  A circuit on a microwave system. 
•  A fiberoptic circuit that is designed to sufficiently monitor critical 
communication channels and associated equipment. 
PG&E determines the appropriate communication medium to use on a 
case-by-case basis. 
The leased telephone line or dedicated communication network must have 
high-voltage protection equipment on the entrance cable so the 
transfer-trip equipment can operate properly during fault conditions. 
requirements and the associated transfer-trip equipment and 
communications circuit monitoring.) 
The PG&E distribution network system is designed to be highly reliable. 
Certain load centers and customers may have multiple and/or redundant 
supply sources. When there are multiple sources and paths, PG&E may 
require more complex protection schemes to properly detect and isolate 
faults. 
4-16  
May 1, 2003 
Generation 
Rule 21 Generating Facility Interconnection 
The addition of any new generation facility to the PG&E electric system 
http://www.pge.com/customer_services/business/tariffs/pdf/ER2.pdf or 
Attachement 10. 
Many parts of the PG&E electric system have provisions for an alternate 
feed. However, due to protection problems, there are some locations 
where PG&E does not allow generation to be online while being fed from 
an alternate source. 
Whenever possible, PG&E provides the customer with the option of not 
customer’s facility may stay online while being transferred to the alternate 
source. However, if the customer does not pay for the upgrades, PG&E 
alternate source. 
4.17. Protection and Control for Generating Facilities 
for its own generator. Any protection requirement listed here is intended 
“CPUC Rule 21” in Attachment 11.) 
amount of generation capacity is applied to each phase of a three-phase 
circuit. 
standards for: 
•  Waveform and power quality. 
•  Telephone interference. 
•  DC and harmonic injections, etc., as specified in CPUC Rule 21 
(please see Attachment 11). 
Synchronous generators, regardless of the generating capacity, must be 
equipped with an acceptable synchronization method, as specified in 
subsequent sections of this document. Synchronous generators may be 
subjected to “reclose blocking” schemes on one or more of PG&E’s 
automatic reclosing devices. 
Please see Table 4-2 on Page 4-18 for the protection equipment that is 
electric system. 
PG&E will determine any additional generator-protection requirements on 
a case-by-case basis. 
May 1, 2003  
4-17 
Documents you may be interested
Documents you may be interested