upload pdf file in asp.net c# : How to copy pictures from a pdf to word control SDK system azure wpf web page console sec130-part986

The thermal conversion factors presented in the following
tables  can  be  used  to  estimate  the  heat content in British
thermal units (Btu) of a given amount of energy measured
in  physical  units,  such  as  barrels  or  cubic  feet.    For
example,  10  barrels  of  asphalt  has  a  heat  content  of
approximately 66.36 million Btu (10 barrels x 6.636 million
Btu per barrel = 66.36 million Btu).
The  heat  content  rates  (i.e.,  thermal  conversion  factors)
provided in this  section  represent  the  gross  (or  higher or
upper) energy content of the fuels.  Gross heat content rates
are applied in all Btu calculations for the Monthly Energy
Review  and  are  commonly  used  in  energy  calculations in
the  United  States;  net  (or  lower)  heat  content  rates  are
typically used in European energy calculations.  The differ-
ence between the two rates is the amount of energy that is
consumed  to  vaporize  water  that  is  created  during  the
combustion process.  Generally, the difference ranges from
2% to 10%, depending on the specific fuel and its hydrogen
content.    Some  fuels,  such  as  unseasoned  wood,  can  be
more than 40% different in their gross and net heat content
rates.      See  “Heat  Content”  and  “British  Thermal  Unit
(Btu)” in the Glossary for more information.  
In general, the annual thermal conversion factors presented
in Tables A2 through A6 are computed from final annual
data or from the best available data and labeled “prelimi-
nary.”    Often,  the  current  year’s  factors  are  labeled
“estimate,” and are set equal to the previous year’s values
until  data become  available to calculate the factors.   The
source  of  each  factor  is  described  in  the  section  entitled
“Thermal  Conversion  Factor  Source  Documentation,”
which follows Table A6 in this appendix.
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
187
Appendix A 
British Thermal Unit Conversion Factors
Table A1.  Approximate Heat Content of Petroleum and Other Liquids
(Million Btu per Barrel, Except as Noted)
a Per residual fuel oil equivalent barrel (6.287 million Btu per barrel).
b The biodiesel heat content factor, 5.359 million Btu per barrel, is used for “Biomass-Based Diesel Fuel” and “Other Renewable Fuels”;
however, a factor of 5.494 million Btu per barrel is used for “Other Renewable Diesel Fuel.”
c Per fuel oil equivalent barrel (6.000 million Btu per barrel).
Note:  The values in this table are for gross heat contents. See "Heat Content" in Glossary.
Web Page:  http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/#appendices.
Sources:  See “Thermal Conversion Factor Source Documentation,” which follows Table A6.
Motor Gasoline (Finished)–see Tables A2/A3
5.825
Other Hydrocarbons
6.065
Lubricants
5.796
Miscellaneous Products
5.670
Kerosene
5.537
Waxes
5.355
Jet Fuel, Naphtha Type
5.418
Unfractionated Stream
5.670
Jet Fuel, Kerosene Type
5.825
Unfinished Oils
a6.287
Hydrogen
c6.000
Still Gas
4.620
Natural Gasoline (Pentanes Plus)
5.248
Special Naphthas
3.974
Isobutane/Isobutylene
6.287
Residual Fuel Oil
4.326
Normal Butane/Butylene 
b5.359
Renewable Fuels Except Fuel Ethanol
3.836
Propane/Propylene
5.418
Plant Condensate
3.082
Ethane/Ethylene
5.719
Marketable, beginning in 2004 
Hydrocarbon Gas Liquids
a6.287
Catalyst, beginning in 2004
Fuel Ethanol–see Table A3 
6.024
Total, through 2003
5.825
Greater than 500 ppm sulfur 
Petroleum Coke–see Table A3 for averages
5.817
Greater than 15 ppm to 500 ppm sulfur
5.825
Other Oils Equal to or Greater Than 401°F
5.770
15 ppm sulfur and under
5.248
Naphtha Less Than 401°F
Distillate Fuel Oil–see Table A3 for averages
Petrochemical Feedstocks
Crude Oil–see Table A2
4.247
Oxygenates (excluding Fuel Ethanol)
5.359
Biodiesel
5.222
Beginning in 2007
5.048
Aviation Gasoline Blending Components
5.253
Through 2006
5.048
Aviation Gasoline (Finished)
Motor Gasoline Blending Components (MGBC)
6.636
Asphalt and Road Oil
Heat Content
Commodity
Heat Content
Commodity
How to copy pictures from a pdf to word - copy, paste, cut PDF images in C#.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
Detailed tutorial for copying, pasting, and cutting image in PDF page using C# class code
paste jpg into pdf; how to copy pictures from a pdf to word
How to copy pictures from a pdf to word - VB.NET PDF copy, paste image library: copy, paste, cut PDF images in vb.net, ASP.NET, MVC, Ajax, WinForms, WPF
VB.NET Tutorial for How to Cut or Copy an Image from One Page and Paste to Another
how to copy pictures from pdf in; copy and paste images from pdf
ec
188
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
Table A2.   Approximate Heat Content of Petroleum Production, Imports, and Exports
s
(Million Btu per Barrel)
)
Production
Imports
Exports
Crude
Oila
Petroleum Products
Total
Crude
Oila
Petroleum Products
Total
Crude
Oila
Natural Gas
Plant Liquids
Motor
Gasolineb
Total
Products
Motor
Gasolinec
Total
Products
1950......................
.
5.800
4.522
5.943
5.253
6.263
6.080
5.800
5.253
5.751
5.766
1955......................
.
5.800
4.406
5.924
5.253
6.234
6.040
5.800
5.253
5.765
5.768
1960......................
.
5.800
4.295
5.911
5.253
6.161
6.021
5.800
5.253
5.835
5.834
1965......................
.
5.800
4.264
5.872
5.253
6.123
5.997
5.800
5.253
5.742
5.743
1970......................
.
5.800
4.146
5.822
5.253
6.088
5.985
5.800
5.253
5.811
5.810
1975......................
.
5.800
3.984
5.821
5.253
5.935
5.858
5.800
5.253
5.747
5.748
1980......................
.
5.800
3.914
5.812
5.253
5.748
5.796
5.800
5.253
5.841
5.820
1981......................
.
5.800
3.930
5.818
5.253
5.659
5.775
5.800
5.253
5.837
5.821
1982......................
.
5.800
3.872
5.826
5.253
5.664
5.775
5.800
5.253
5.829
5.820
1983......................
.
5.800
3.839
5.825
5.253
5.677
5.774
5.800
5.253
5.800
5.800
1984......................
.
5.800
3.812
5.823
5.253
5.613
5.745
5.800
5.253
5.867
5.850
1985......................
.
5.800
3.815
5.832
5.253
5.572
5.736
5.800
5.253
5.819
5.814
1986......................
.
5.800
3.797
5.903
5.253
5.624
5.808
5.800
5.253
5.839
5.832
1987......................
.
5.800
3.804
5.901
5.253
5.599
5.820
5.800
5.253
5.860
5.858
1988......................
.
5.800
3.800
5.900
5.253
5.618
5.820
5.800
5.253
5.842
5.840
1989......................
.
5.800
3.826
5.906
5.253
5.641
5.833
5.800
5.253
5.869
5.857
1990......................
.
5.800
3.822
5.934
5.253
5.614
5.849
5.800
5.253
5.838
5.833
1991......................
.
5.800
3.807
5.948
5.253
5.636
5.873
5.800
5.253
5.827
5.823
1992......................
.
5.800
3.804
5.953
5.253
5.623
5.877
5.800
5.253
5.774
5.777
1993......................
.
5.800
3.801
5.954
5.253
5.539
5.866
5.800
5.253
5.681
5.693
1994......................
.
5.800
3.794
5.950
5.253
5.416
5.835
5.800
5.253
5.693
5.704
1995......................
.
5.800
3.796
5.938
5.253
5.345
5.830
5.800
5.253
5.692
5.703
1996......................
.
5.800
3.777
5.947
5.253
5.373
5.828
5.800
5.253
5.663
5.678
1997......................
.
5.800
3.762
5.954
5.253
5.333
5.836
5.800
5.253
5.663
5.678
1998......................
.
5.800
3.769
5.953
5.253
5.314
5.833
5.800
5.253
5.505
5.539
1999......................
.
5.800
3.744
5.942
5.253
5.291
5.815
5.800
5.253
5.530
5.564
2000......................
.
5.800
3.733
5.959
5.253
5.309
5.823
5.800
5.253
5.529
5.542
2001......................
.
5.800
3.735
5.976
5.253
5.330
5.838
5.800
5.253
5.637
5.641
2002......................
.
5.800
3.729
5.971
5.253
5.362
5.845
5.800
5.253
5.517
5.519
2003......................
.
5.800
3.739
5.970
5.253
5.381
5.845
5.800
5.253
5.628
5.630
2004......................
.
5.800
3.724
5.981
5.253
5.429
5.853
5.800
5.253
5.532
5.539
2005......................
.
5.800
3.724
5.977
5.253
5.436
5.835
5.800
5.253
5.504
5.513
2006......................
.
5.800
3.712
5.980
5.253
5.431
5.836
5.800
5.219
5.415
5.423
2007......................
.
5.800
3.701
5.985
5.222
5.483
5.857
5.800
5.188
5.465
5.471
2008......................
.
5.800
3.706
5.990
5.222
5.459
5.861
5.800
5.215
5.587
5.591
2009......................
.
5.800
3.692
5.988
5.222
5.509
5.878
5.800
5.221
5.674
5.677
2010......................
.
5.800
3.674
5.989
5.222
5.545
5.892
5.800
5.214
5.601
5.604
2011......................
.
5.800
3.672
6.008
5.222
5.538
5.905
5.800
5.216
5.526
5.530
2012......................
.
5.800
3.683
6.165
5.222
5.501
6.035
5.800
5.217
5.520
5.526
2013......................
.
5.800
3.714
6.010
5.222
5.497
5.899
5.800
5.216
5.470
5.482
2014......................
.
5.800
3.723
6.035
5.222
5.518
5.929
5.800
5.218
5.369
5.406
2015......................
.
5.800
3.745
6.035
5.222
5.518
5.929
5.800
5.218
5.369
5.406
2016......................
.
5.800
3.745
6.035
5.222
5.518
5.929
5.800
5.218
5.369
5.406
Includes lease condensate.
Excludes fuel ethanol, methyl tertiary butyl ether (MTBE), and other oxygenates blended into motor gasoline.
Through 2005, excludes fuel ethanol, MTBE, and other oxygenates blended into motor gasoline.  Beginning in 2006, includes MTBE, but excludes fuel ethanol and other
oxygenates blended into motor gasoline.
.
P=Preliminary. E=Estimate.
Note:  The values in this table are for gross heat contents.  See "Heat Content" in Glossary. 
Web Page:  See http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/#appendices (Excel and CSV files) for all available annual data beginning in 1949.
Sources:  See "Thermal Conversion Factor Source Documentation," which follows Table A6.
VB.NET PDF Convert to Word SDK: Convert PDF to Word library in vb.
application. In addition, texts, pictures and font formatting of source PDF file are accurately retained in converted Word document file.
copy and paste image into pdf; paste picture pdf
VB Imaging - VB Code 93 Generator Tutorial
pictures on PDF documents, multi-page TIFF, Microsoft Office Word, Excel and PowerPoint. Please create a Windows application or ASP.NET web form and copy the
how to cut an image out of a pdf file; copy and paste image from pdf to word
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
189
Table A3.    Approximate Heat Content of Petroleum Consumption and Fuel Ethanol
(Million Btu per Barrel)
)
Total Petroleuma Consumption by Sector
Distillate
Fuel Oil
Consump-
tionf
Liquefied
Petroleum
Gases
Consump-
tiong
Motor
Gasoline
(Finished)
Consump-
tionh
Petroleum
Coke
Consump-
tioni
Fuel
Ethanolj
Fuel
Ethanol
Feed-
stock
Factork
Resi-
dential
Com-
mercialb
Indus-
trialb
Trans-
porta-
tionb,c
Electric
Powerd,e
Totalb,c
1950..............
.
5.473
5.817
5.953
5.461
6.254
5.649
5.825
4.011
5.253
6.024
NA
NA
1955..............
.
5.469
5.781
5.881
5.407
6.254
5.591
5.825
4.011
5.253
6.024
NA
NA
1960..............
.
5.417
5.781
5.818
5.387
6.267
5.555
5.825
4.011
5.253
6.024
NA
NA
1965..............
.
5.364
5.760
5.748
5.386
6.267
5.532
5.825
4.011
5.253
6.024
NA
NA
1970..............
.
5.260
5.708
5.595
5.393
6.252
5.503
5.825
3.779
5.253
6.024
NA
NA
1975..............
.
5.253
5.649
5.513
5.392
6.250
5.494
5.825
3.715
5.253
6.024
NA
NA
1980..............
.
5.321
5.751
5.366
5.441
6.254
5.479
5.825
3.674
5.253
6.024
3.563
6.586
1981..............
.
5.283
5.693
5.299
5.433
6.258
5.448
5.825
3.643
5.253
6.024
3.563
6.562
1982..............
.
5.266
5.698
5.247
5.423
6.258
5.415
5.825
3.615
5.253
6.024
3.563
6.539
1983..............
.
5.140
5.591
5.254
5.416
6.255
5.406
5.825
3.614
5.253
6.024
3.563
6.515
1984..............
.
5.307
5.657
5.207
5.418
6.251
5.395
5.825
3.599
5.253
6.024
3.563
6.492
1985..............
.
5.263
5.598
5.199
5.423
6.247
5.387
5.825
3.603
5.253
6.024
3.563
6.469
1986..............
.
5.268
5.632
5.269
5.426
6.257
5.418
5.825
3.640
5.253
6.024
3.563
6.446
1987..............
.
5.239
5.594
5.233
5.429
6.249
5.403
5.825
3.659
5.253
6.024
3.563
6.423
1988..............
.
5.257
5.597
5.228
5.433
6.250
5.410
5.825
3.652
5.253
6.024
3.563
6.400
1989..............
.
5.194
5.549
5.219
5.438
6.240
5.410
5.825
3.683
5.253
6.024
3.563
6.377
1990..............
.
5.145
5.553
5.253
5.442
6.244
5.411
5.825
3.625
5.253
6.024
3.563
6.355
1991..............
.
5.094
5.528
5.167
5.441
6.246
5.384
5.825
3.614
5.253
6.024
3.563
6.332
1992..............
.
5.124
5.513
5.168
5.443
6.238
5.378
5.825
3.624
5.253
6.024
3.563
6.309
1993..............
.
5.102
5.504
5.177
5.422
6.230
5.370
5.825
3.606
5.232
6.024
3.563
6.287
1994..............
.
5.095
5.512
5.149
5.424
6.213
5.360
5.820
3.635
5.231
6.024
3.563
6.264
1995..............
.
5.060
5.475
5.121
5.418
6.187
5.342
5.820
3.623
5.218
6.024
3.563
6.242
1996..............
.
4.995
5.430
5.114
5.420
6.194
5.336
5.820
3.613
5.218
6.024
3.563
6.220
1997..............
.
4.986
5.388
5.119
5.416
6.198
5.336
5.820
3.616
5.215
6.024
3.563
6.198
1998..............
.
4.972
5.362
5.136
5.414
6.210
5.349
5.819
3.614
5.215
6.024
3.563
6.176
1999..............
.
4.899
5.288
5.091
5.413
6.204
5.328
5.819
3.616
5.213
6.024
3.563
6.167
2000..............
.
4.905
5.313
5.056
5.423
6.188
5.326
5.819
3.607
5.214
6.024
3.563
6.159
2001..............
.
4.934
5.322
5.141
5.413
6.199
5.346
5.819
3.614
5.214
6.024
3.563
6.151
2002..............
.
4.883
5.290
5.092
5.411
6.172
5.324
5.819
3.613
5.211
6.024
3.563
6.143
2003..............
.
4.918
5.312
5.143
5.404
6.182
5.338
5.819
3.629
5.203
6.024
3.563
6.106
2004..............
.
4.949
5.323
5.144
5.410
6.134
5.341
5.818
3.618
5.201
5.982
3.563
6.069
2005..............
.
4.913
5.359
5.179
5.412
6.126
5.353
5.818
3.620
5.198
5.982
3.563
6.032
2006..............
.
4.883
5.296
5.159
5.409
6.038
5.336
5.803
3.605
5.191
5.987
3.563
5.995
2007..............
.
4.831
5.271
5.122
5.385
6.064
5.309
5.785
3.591
5.155
5.996
3.563
5.959
2008..............
.
4.769
5.156
5.147
5.355
6.013
5.287
5.780
3.600
5.126
5.992
3.563
5.922
2009..............
.
4.661
5.216
5.014
5.328
5.987
5.236
5.781
3.558
5.101
6.017
3.563
5.901
2010..............
.
4.660
5.193
4.983
5.321
5.956
5.222
5.778
3.557
5.078
6.059
3.561
5.880
2011..............
.
4.660
5.180
4.957
5.317
5.900
5.212
5.776
3.528
5.068
6.077
3.560
5.859
2012..............
.
4.703
5.117
4.909
5.305
5.925
5.191
5.774
3.534
5.063
6.084
3.560
5.838
2013..............
.
4.637
5.045
4.871
5.301
5.892
5.174
5.774
3.556
5.062
6.089
3.559
5.817
2014..............
.
4.688
5.039
4.868
5.299
5.906
5.178
5.773
3.534
5.060
6.100
3.558
5.797
2015..............
.
4.673
5.028
4.872
5.297
5.915
5.178
5.773
3.530
5.060
6.083
3.558
5.776
2016..............
.
4.673
5.028
4.872
5.297
5.915
5.178
5.773
3.530
5.060
6.083
3.558
5.755
Petroleum products supplied, including natural gas plant liquids and crude oil burned directly as fuel. Quantity-weighted averages of the petroleum products included in
each category are calculated by using heat content values for individual products shown in Tables A1 and A3.
.
Beginning in 1993, includes fuel ethanol blended into motor gasoline. 
Beginning in 2009, includes renewable diesel fuel (including biodiesel) blended into distillate fuel oil. 
Electricity-only and combined-heat-and-power (CHP) plants within the NAICS 22 category whose primary business is to sell electricity, or electricity and heat, to the
public.  Through 1988, data are for electric utilities only; beginning in 1989, data are for electric utilities and independent power producers.
.
Electric power sector factors are weighted average heat contents for distillate fuel oil, petroleum coke, and residual fuel oil; they exclude other liquids.
There is a discontinuity in this time series between 1993 and 1994; beginning in 1994, the single constant factor is replaced by a quantity-weighted factor. 
Quantity-weighted averages of the sulfur-content categories of distillate fuel oil are calculated by using heat content values shown in Table A1.  Excludes renewable diesel
fuel (including biodiesel) blended into distillate fuel oil.
.
There is a discontinuity in this time series between 1966 and 1967; beginning in 1967, the single constant factor is replaced by a quantity-weighted factor. 
Quantity-weighted averages of the major components of liquefied petroleum gases are calculated by using heat content values shown in Table A1.
.
 Through 1992, excludes oxygenates.   Beginning in 1993, includes fuel ethanol blended into motor gasoline; and for 1993–2006, also includes methyl tertiary butyl
ether (MTBE) and other oxygenates blended into motor gasoline.
.
There is a discontinuity in this time series between 2003 and 2004; beginning in 2004, the single constant factor is replaced by a quantity-weighted factor. 
Quantity-weighted averages of the two categories of petroleum coke are calculated by using heat content values shown in Table A1.
.
Includes denaturant (petroleum added to ethanol to make it undrinkable).  Fuel ethanol factors are weighted average heat contents for undenatured ethanol (3.539
million Btu per barrel) and products used as denaturant (pentanes plus, finished motor gasoline, and motor gasoline blending components—see Tables A1 and A3 for
factors).  The factor for 2009 is used as the estimated factor for 1980–2008.
.
Corn input to the production of undenatured ethanol (million Btu corn per barrel undenatured ethanol), used as the factor to estimate total biomass inputs to the
production of undenatured ethanol.  Observed ethanol yields (gallons undenatured ethanol per bushel of corn) are 2.5 in 1980, 2.666 in 1998, 2.68 in 2002, 2.78 in 2008, and
d
2.82 in 2012; yields in other years are estimated.  Corn is assumed to have a gross heat content of 0.392 million Btu per bushel.  Undenatured ethanol is assumed to have a
gross heat content of 3.539 million Btu per barrel.
.
R=Revised. P=Preliminary. E=Estimate. NA=Not available. 
Note:  The heat content values in this table are for gross heat contents.  See "Heat Content" in Glossary. 
Web Page:  See http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/#appendices (Excel and CSV files) for all available annual data beginning in 1949.
Sources:  See "Thermal Conversion Factor Source Documentation," which follows Table A6.
C# Imaging - C# Code 93 Generator Tutorial
pictures on PDF documents, multi-page TIFF, Microsoft Office Word, Excel and PowerPoint. Please create a Windows application or ASP.NET web form and copy the
cut and paste pdf image; copy picture from pdf to word
C#: Use OCR SDK Library to Get Image and Document Text
color image recognition for scanned documents and pictures in C#. text content from whole PDF file, single PDF page and You can directly copy demos to your .NET
how to paste a picture into a pdf; copy images from pdf file
190
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
Table A4.   Approximate Heat Content of Natural Gas
(Btu per Cubic Foot)
)
Production
Consumptiona
Imports
Exports
Marketed
Dry
End-Use
Sectorsb
Electric Power
Sectorc
Total
1950............................
.
1,119
1,035
1,035
1,035
1,035
– –
1,035
1955............................
.
1,120
1,035
1,035
1,035
1,035
1,035
1,035
1960............................
.
1,107
1,035
1,035
1,035
1,035
1,035
1,035
1965............................
.
1,101
1,032
1,032
1,032
1,032
1,032
1,032
1970............................
.
1,102
1,031
1,031
1,031
1,031
1,031
1,031
1975............................
.
1,095
1,021
1,020
1,026
1,021
1,026
1,014
1980............................
.
1,098
1,026
1,024
1,035
1,026
1,022
1,013
1981............................
.
1,103
1,027
1,025
1,035
1,027
1,014
1,011
1982............................
.
1,107
1,028
1,026
1,036
1,028
1,018
1,011
1983............................
.
1,115
1,031
1,031
1,030
1,031
1,024
1,010
1984............................
.
1,109
1,031
1,030
1,035
1,031
1,005
1,010
1985............................
.
1,112
1,032
1,031
1,038
1,032
1,002
1,011
1986............................
.
1,110
1,030
1,029
1,034
1,030
997
1,008
1987............................
.
1,112
1,031
1,031
1,032
1,031
999
1,011
1988............................
.
1,109
1,029
1,029
1,028
1,029
1,002
1,018
1989............................
.
1,107
1,031
1,031
1,028
1,031
1,004
1,019
1990............................
.
1,105
1,029
1,030
1,027
1,029
1,012
1,018
1991............................
.
1,108
1,030
1,031
1,025
1,030
1,014
1,022
1992............................
.
1,110
1,030
1,031
1,025
1,030
1,011
1,018
1993............................
.
1,106
1,027
1,028
1,025
1,027
1,020
1,016
1994............................
.
1,105
1,028
1,029
1,025
1,028
1,022
1,011
1995............................
.
1,106
1,026
1,027
1,021
1,026
1,021
1,011
1996............................
.
1,109
1,026
1,027
1,020
1,026
1,022
1,011
1997............................
.
1,107
1,026
1,027
1,020
1,026
1,023
1,011
1998............................
.
1,109
1,031
1,033
1,024
1,031
1,023
1,011
1999............................
.
1,107
1,027
1,028
1,022
1,027
1,022
1,006
2000............................
.
1,107
1,025
1,026
1,021
1,025
1,023
1,006
2001............................
.
1,105
1,028
1,029
1,026
1,028
1,023
1,010
2002............................
.
1,103
1,024
1,025
1,020
1,024
1,022
1,008
2003............................
.
1,103
1,028
1,029
1,025
1,028
1,025
1,009
2004............................
.
1,104
1,026
1,026
1,027
1,026
1,025
1,009
2005............................
.
1,104
1,028
1,028
1,028
1,028
1,025
1,009
2006............................
.
1,103
1,028
1,028
1,028
1,028
1,025
1,009
2007............................
.
1,102
1,027
1,027
1,027
1,027
1,025
1,009
2008............................
.
1,100
1,027
1,027
1,027
1,027
1,025
1,009
2009............................
.
1,101
1,025
1,025
1,025
1,025
1,025
1,009
2010............................
.
1,098
1,023
1,023
1,022
1,023
1,025
1,009
2011............................
.
1,142
1,022
1,022
1,021
1,022
1,025
1,009
2012............................
.
1,091
1,024
1,025
1,022
1,024
1,025
1,009
2013............................
.
1,101
1,027
1,028
1,025
1,027
1,025
1,009
2014............................
.
1,116
1,032
1,032
1,029
1,032
1,025
1,009
2015............................
.
1,116
1,033
1,032
1,035
1,033
1,025
1,009
2016............................
.
1,116
1,033
1,032
1,035
1,033
1,025
1,009
Consumption factors are for natural gas, plus a small amount of supplemental gaseous fuels.
Residential, commercial, industrial, and transportation sectors.
Electricity-only and combined-heat-and-power (CHP) plants within the NAICS 22 category whose primary business is to sell electricity, or electricity and heat, to the
public. Through 1988, data are for electric utilities only; beginning in 1989, data are for electric utilities and independent power producers.
.
P=Preliminary.  E=Estimate.  – – =Not applicable.  
Note:  The values in this table are for gross heat contents.  See "Heat Content" in Glossary. 
Web Page:  See http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/#appendices (Excel and CSV files) for all available annual data beginning in 1949.
Sources:  See "Thermal Conversion Factor Source Documentation," which follows Table A6.
VB.NET Image: VB.NET Codes to Load Images from File / Stream in .
Now you can freely copy the VB.NET sample this VB.NET imaging library with pictures of your provide powerful & profession imaging controls, PDF document, image
how to paste a picture into a pdf document; copy paste image pdf
VB.NET Image: VB.NET Code to Create Watermark on Images in .NET
and whether to burn it to the pictures to make Please feel free to copy them to your program provide powerful & profession imaging controls, PDF document, tiff
how to copy picture from pdf and paste in word; copy picture from pdf
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
191
Table A5.   Approximate Heat Content of Coal and Coal Coke
(Million Btu per Short Ton)
)
Coal
Coal Coke
Productiona
Waste
Coal
Suppliedb
Consumption
Imports
Exports
Imports
and
Exports
Residential
and
Commercial
Sectorsc
Industrial Sector
Electric
Power
Sectore,f
Total
Coke Plants
Otherd
1950........................
.
25.090
NA
24.461
26.798
24.820
23.937
24.989
25.020
26.788
24.800
1955........................
.
25.201
NA
24.373
26.794
24.821
24.056
24.982
25.000
26.907
24.800
1960........................
.
24.906
NA
24.226
26.791
24.609
23.927
24.713
25.003
26.939
24.800
1965........................
.
24.775
NA
24.028
26.787
24.385
23.780
24.537
25.000
26.973
24.800
1970........................
.
23.842
NA
23.203
26.784
22.983
22.573
23.440
25.000
26.982
24.800
1975........................
.
22.897
NA
22.261
26.782
22.436
21.642
22.506
25.000
26.562
24.800
1980........................
.
22.415
NA
22.543
26.790
22.690
21.295
21.947
25.000
26.384
24.800
1981........................
.
22.308
NA
22.474
26.794
22.585
21.085
21.713
25.000
26.160
24.800
1982........................
.
22.239
NA
22.695
26.797
22.712
21.194
21.674
25.000
26.223
24.800
1983........................
.
22.052
NA
22.775
26.798
22.691
21.133
21.576
25.000
26.291
24.800
1984........................
.
22.010
NA
22.844
26.799
22.543
21.101
21.573
25.000
26.402
24.800
1985........................
.
21.870
NA
22.646
26.798
22.020
20.959
21.366
25.000
26.307
24.800
1986........................
.
21.913
NA
22.947
26.798
22.198
21.084
21.462
25.000
26.292
24.800
1987........................
.
21.922
NA
23.404
26.799
22.381
21.136
21.517
25.000
26.291
24.800
1988........................
.
21.823
NA
23.571
26.799
22.360
20.900
21.328
25.000
26.299
24.800
1989........................
.
21.765
10.391
23.650
26.800
22.347
20.898
21.307
25.000
26.160
24.800
1990........................
.
21.822
9.303
23.137
26.799
22.457
20.779
21.197
25.000
26.202
24.800
1991........................
.
21.681
10.758
23.114
26.799
22.460
20.730
21.120
25.000
26.188
24.800
1992........................
.
21.682
10.396
23.105
26.799
22.250
20.709
21.068
25.000
26.161
24.800
1993........................
.
21.418
10.638
22.994
26.800
22.123
20.677
21.010
25.000
26.335
24.800
1994........................
.
21.394
11.097
23.112
26.800
22.068
20.589
20.929
25.000
26.329
24.800
1995........................
.
21.326
11.722
23.118
26.800
21.950
20.543
20.880
25.000
26.180
24.800
1996........................
.
21.322
12.147
23.011
26.800
22.105
20.547
20.870
25.000
26.174
24.800
1997........................
.
21.296
12.158
22.494
26.800
22.172
20.518
20.830
25.000
26.251
24.800
1998........................
.
21.418
12.639
21.620
27.426
23.164
20.516
20.881
25.000
26.800
24.800
1999........................
.
21.070
12.552
23.880
27.426
22.489
20.490
20.818
25.000
26.081
24.800
2000........................
.
21.072
12.360
25.020
27.426
22.433
20.511
20.828
25.000
26.117
24.800
2001........................
.
20.772
12.169
24.909
27.426
22.622
20.337
20.671
25.000
25.998
24.800
2002........................
.
20.673
12.165
22.962
27.426
22.562
20.238
20.541
25.000
26.062
24.800
2003........................
.
20.499
12.360
22.242
27.425
22.468
20.082
20.387
25.000
25.972
24.800
2004........................
.
20.424
12.266
22.324
27.426
22.473
19.980
20.290
25.000
26.108
24.800
2005........................
.
20.348
12.093
22.342
26.279
22.178
19.988
20.246
25.000
25.494
24.800
2006........................
.
20.310
12.080
22.066
26.271
22.050
19.931
20.181
25.000
25.453
24.800
2007........................
.
20.340
12.090
22.069
26.329
22.371
19.909
20.168
25.000
25.466
24.800
2008........................
.
20.208
12.121
23.035
26.281
22.304
19.713
19.979
25.000
25.399
24.800
2009........................
.
19.963
12.076
22.852
26.334
21.823
19.521
19.741
25.000
25.633
24.800
2010........................
.
20.173
11.960
22.611
26.295
21.846
19.623
19.870
25.000
25.713
24.800
2011........................
.
20.142
11.604
22.099
26.299
21.568
19.341
19.600
25.000
25.645
24.800
2012........................
.
20.215
11.539
21.300
28.636
21.449
19.211
19.544
23.128
24.551
24.800
2013........................
.
20.182
11.103
21.233
28.705
21.600
19.174
19.513
22.379
24.605
24.800
2014........................
.
20.160
11.961
21.652
28.611
21.509
19.306
19.622
21.864
25.414
24.800
2015........................
.
20.160
11.961
21.652
28.611
21.509
19.306
19.622
21.864
25.414
24.800
2016........................
.
20.160
11.961
21.652
28.611
21.509
19.306
19.622
21.864
25.414
24.800
Beginning in 2001, includes a small amount of refuse recovery (coal recaptured from a refuse mine, and cleaned to reduce the concentration of noncombustible
materials). 
Waste coal (including fine coal, coal obtained from a refuse bank or slurry dam, anthracite culm, bituminous gob, and lignite waste) consumed by the electric power and
industrial sectors.  Beginning in 1989, waste coal supplied is counted as a supply-side item to balance the same amount of waste coal included in "Consumption."  
Through 2007, used as the thermal conversion factor for coal consumption by the residential and commercial sectors.  Beginning in 2008, used as the thermal
conversion factor for coal consumption by the commercial sector only. 
Includes transportation.  Excludes coal synfuel plants.
Electricity-only and combined-heat-and-power (CHP) plants within the NAICS 22 category whose primary business is to sell electricity, or electricity and heat, to the
public. Through 1988, data are for electric utilities only; beginning in 1989, data are for electric utilities and independent power producers.
.
Electric power sector factors are for anthracite, bituminous coal, subbituminous coal, lignite, waste coal, and, beginning in 1998, coal synfuel.
P=Preliminary.  E=Estimate.  NA=Not available.  
Note:  The values in this table are for gross heat contents.  See "Heat Content" in Glossary. 
Web Page:  See http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/#appendices (Excel and CSV files) for all available annual data beginning in 1949.
Sources:  See "Thermal Conversion Factor Source Documentation," which follows Table A6.
C# Imaging - C# MSI Plessey Barcode Tutorial
Create high-quality MSI Plessey bar code pictures for almost Copy C#.NET code below to print an MSI a document file, like Word, Excel, PowerPoint, PDF and TIFF
copy paste picture pdf; how to copy a picture from a pdf
C# Imaging - Scan RM4SCC Barcode in C#.NET
detect & decode RM4SCC barcode from scanned documents and pictures in your Decode RM4SCC from documents (PDF, Word, Excel and PPT) and extract barcode value as
copy pdf picture; how to copy pdf image
192
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
Table A6.   Approximate Heat Rates for Electricity, and Heat Content of Electricity
(Btu per Kilowatthour)
)
Approximate Heat Ratesa for Electricity Net Generation
Heat Contentj of
Electricityk
Fossil Fuelsb
Nuclearh
Noncombustible
Renewable
Energyg,i
Coalc
Petroleumd
Natural
Gase
Total
Fossil Fuelsf,g
1950 ..............................
.
NA
NA
NA
14,030
– –
14,030
3,412
1955 ..............................
.
NA
NA
NA
11,699
– –
11,699
3,412
1960 ..............................
.
NA
NA
NA
10,760
11,629
10,760
3,412
1965 ..............................
.
NA
NA
NA
10,453
11,804
10,453
3,412
1970 ..............................
.
NA
NA
NA
10,494
10,977
10,494
3,412
1975 ..............................
.
NA
NA
NA
10,406
11,013
10,406
3,412
1980 ..............................
.
NA
NA
NA
10,388
10,908
10,388
3,412
1981 ..............................
.
NA
NA
NA
10,453
11,030
10,453
3,412
1982 ..............................
.
NA
NA
NA
10,454
11,073
10,454
3,412
1983 ..............................
.
NA
NA
NA
10,520
10,905
10,520
3,412
1984 ..............................
.
NA
NA
NA
10,440
10,843
10,440
3,412
1985 ..............................
.
NA
NA
NA
10,447
10,622
10,447
3,412
1986 ..............................
.
NA
NA
NA
10,446
10,579
10,446
3,412
1987 ..............................
.
NA
NA
NA
10,419
10,442
10,419
3,412
1988 ..............................
.
NA
NA
NA
10,324
10,602
10,324
3,412
1989 ..............................
.
NA
NA
NA
10,432
10,583
10,432
3,412
1990 ..............................
.
NA
NA
NA
10,402
10,582
10,402
3,412
1991 ..............................
.
NA
NA
NA
10,436
10,484
10,436
3,412
1992 ..............................
.
NA
NA
NA
10,342
10,471
10,342
3,412
1993 ..............................
.
NA
NA
NA
10,309
10,504
10,309
3,412
1994 ..............................
.
NA
NA
NA
10,316
10,452
10,316
3,412
1995 ..............................
.
NA
NA
NA
10,312
10,507
10,312
3,412
1996 ..............................
.
NA
NA
NA
10,340
10,503
10,340
3,412
1997 ..............................
.
NA
NA
NA
10,213
10,494
10,213
3,412
1998 ..............................
.
NA
NA
NA
10,197
10,491
10,197
3,412
1999 ..............................
.
NA
NA
NA
10,226
10,450
10,226
3,412
2000 ..............................
.
NA
NA
NA
10,201
10,429
10,201
3,412
2001 ..............................
.
10,378
10,742
10,051
10,333
10,443
10,333
3,412
2002 ..............................
.
10,314
10,641
9,533
10,173
10,442
10,173
3,412
2003 ..............................
.
10,297
10,610
9,207
10,125
10,422
10,125
3,412
2004 ..............................
.
10,331
10,571
8,647
10,016
10,428
10,016
3,412
2005 ..............................
.
10,373
10,631
8,551
9,999
10,436
9,999
3,412
2006 ..............................
.
10,351
10,809
8,471
9,919
10,435
9,919
3,412
2007 ..............................
.
10,375
10,794
8,403
9,884
10,489
9,884
3,412
2008 ..............................
.
10,378
11,015
8,305
9,854
10,452
9,854
3,412
2009 ..............................
.
10,414
10,923
8,160
9,760
10,459
9,760
3,412
2010 ..............................
.
10,415
10,984
8,185
9,756
10,452
9,756
3,412
2011 ..............................
.
10,444
10,829
8,152
9,716
10,464
9,716
3,412
2012 ..............................
.
10,498
10,991
8,039
9,516
10,479
9,516
3,412
2013 ..............................
.
10,459
10,713
7,948
9,541
10,449
9,541
3,412
2014 ..............................
.
10,428
10,814
7,907
9,510
10,459
9,510
3,412
2015 ..............................
.
10,428
10,814
7,907
9,510
10,459
9,510
3,412
2016 ..............................
.
10,428
10,814
7,907
9,510
10,459
9,510
3,412
The values in columns 1–6 of this table are for net heat rates.  See "Heat Rate" in Glossary.
Through 2000, heat rates are for fossil-fueled steam-electric plants at electric utilities.  Beginning in 2001, heat rates are for all fossil-fueled plants at electric utilities and
electricity-only independent power producers.
.
Includes anthracite, bituminous coal, subbituminous coal, lignite, and, beginning in 2002, waste coal and coal synfuel.
Includes distillate fuel oil, residual fuel oil, jet fuel, kerosene, petroleum coke, and waste oil.
Includes natural gas and supplemental gaseous fuels.
Includes coal, petroleum, natural gas, and, beginning in 2001, other gases (blast furnace gas, propane gas, and other manufactured and waste gases derived from fossil
fuels).
.
The fossil-fuels heat rate is used as the thermal conversion factor for electricity net generation from noncombustible renewable energy (hydro, geothermal, solar
thermal, photovoltaic, and wind) to approximate the quantity of fossil fuels replaced by these sources.  Through 2000, also used as the thermal conversion factor for wood
and waste electricity net generation at electric utilities; beginning in 2001, Btu data for wood and waste at electric utilities are available from surveys.
.
Used as the thermal conversion factor for nuclear electricity net generation.
Technology-based geothermal heat rates are no longer used in Btu calculations in this report.  For technology-based geothermal heat rates for 1960–2010, see the
Annual Energy Review 2010, Table A6.
.
See "Heat Content" in Glossary. 
The value of 3,412 Btu per kilowatthour is a constant.  It is used as the thermal conversion factor for electricity retail sales, and electricity imports and exports.
E=Estimate.  NA=Not available.  – – =Not applicable.  
Web Page:  See http://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/#appendices (Excel and CSV files) for all available annual data beginning in 1949.
Sources:  See "Thermal Conversion Factor Source Documentation," which follows this table.
C# Imaging - Scan ISBN Barcode in C#.NET
which can be used to track images, pictures and documents BarcodeType.ISBN); // read barcode from PDF page Barcode from PowerPoint slide, you can copy demo code
copy image from pdf; how to copy pictures from pdf to word
VB.NET Image: Easy to Create Ellipse Annotation with VB.NET
ellipse annotation to document files, like PDF & Word ellipse annotation on documents, images & pictures using VB in Visual Studio, you can copy the following
copy and paste image from pdf; how to copy an image from a pdf file
Thermal Conversion Factor
Source Documentation
Approximate Heat Content of Petro-
leum and Natural Gas Plant Liquids
Asphalt.  The  U.S.  Energy  Information  Administration
(EIA)  adopted  the  thermal  conversion  factor  of  6.636
million  British thermal units (Btu) per barrel as  estimated
by  the  Bureau  of Mines and first published  in  the Petro-
leum Statement, Annual, 1956.
Aviation  Gasoline  Blending  Components.   Assumed by
EIA  to  be  5.048  million  Btu  per  barrel  or  equal  to  the
thermal  conversion  factor  for  Aviation  Gasoline
(Finished).
Aviation  Gasoline  (Finished).  EIA  adopted  the  thermal
conversion factor of 5.048 million Btu per barrel as adopted
by the Bureau of Mines from the Texas Eastern Transmis-
sion  Corporation  publication  Competition  and  Growth  in
American  Energy  Markets  1947–1985,  a  1968  release  of
historical and projected statistics.
Butane-Propane  Mixture.  EIA  adopted  the  Bureau  of
Mines calculation of 4.130 million Btu per barrel based on
an  assumed  mixture  of  60%  normal  butane  and  40%
propane. 
See 
Normal 
Butane/Butylene 
and
Propane/Propylene.
Crude Oil Exports. Assumed by EIA to be 5.800 million
Btu per barrel or equal to the thermal conversion factor for
crude  oil  produced  in  the  United  States.  See  Crude  Oil
Production.
Crude  Oil  Imports.  Calculated  annually  by  EIA  as  the
average of the thermal conversion factors for each type of
crude  oil  imported  weighted  by  the  quantities  imported.
Thermal  conversion  factors  for  each  type were calculated
on  a  foreign  country  basis,  by  determining  the  average
American  Petroleum  Institute  (API)  gravity  of  crude  oil
imported from each foreign country from Form ERA-60 in
1977  and  converting  average  API gravity  to  average Btu
content by using National Bureau of Standards, Miscellane-
ous Publication No. 97,  Thermal Properties of Petroleum
Products, 1933.
Crude  Oil Production.  EIA adopted the  thermal  conver-
sion factor of 5.800 million Btu per barrel as reported in a
Bureau of Mines internal memorandum, “Bureau of Mines
Standard  Average  Heating  Values  of  Various  Fuels,
Adopted January 3, 1950.”
Distillate  Fuel  Oil  Consumption.  •  1949–1993:  EIA
adopted the Bureau of Mines thermal conversion factor of
5.825  million  Btu  per  barrel  as  reported  in  a  Bureau  of
Mines  internal memorandum, “Bureau of  Mines  Standard
Average  Heating  Values  of  Various  Fuels,  Adopted
January 3, 1950.”  • 1994 forward:  Calculated by EIA as
the  annual  quantity-weighted  average  of  the  conversion
factors for Distillate Fuel Oil, 15 ppm Sulfur and Under
(5.770 million Btu per barrel), Distillate Fuel Oil, Greater
Than 15 ppm to 500 ppm Sulfur (5.817 million Btu per
barrel),  and  Distillate Fuel Oil,  Greater  Than  500 ppm
Sulfur (5.825 million Btu per barrel).
Distillate  Fuel  Oil,  15  ppm  Sulfur  and  Under.    EIA
adopted the thermal conversion factor of 5.770 million Btu
per barrel (137,380  Btu per  gallon)  for  U.S. conventional
diesel from U.S. Department of Energy, Argonne National
Laboratory, “The Greenhouse Gases, Regulated Emissions,
and  Energy  Use  in  Transportation  Model”  (GREET),
version GREET1_2013, October 2013.
Distillate Fuel Oil, Greater Than  15  ppm to 500  ppm
Sulfur.    EIA  adopted  the  thermal  conversion  factor  of
5.817 million  Btu per barrel (138,490 Btu per gallon) for
low-sulfur  diesel  from  U.S.  Department  of  Energy,
Argonne  Laboratory,  “The  Greenhouse  Gases,  Regulated
Emissions,  and  Energy  Use  in  Transportation  Model”
(GREET), version GREET1_2013, October 2013.
Distillate Fuel Oil, Greater Than 500 ppm Sulfur.  EIA
adopted the Bureau of Mines thermal conversion factor of
5.825  million  Btu  per  barrel  as  reported  in  a  Bureau  of
Mines internal  memorandum,  “Bureau  of Mines Standard
Average  Heating  Values  of  Various  Fuels,  Adopted
January 3, 1950.”   
Ethane/Ethylene.  EIA  adopted  the  Bureau  of  Mines
thermal conversion factor of 3.082 million Btu per barrel as
published  in  the  California  Oil  World  and  Petroleum
Industry, First Issue, April 1942.
Ethane-Propane  Mixture.  EIA  calculation  of  3.308
million Btu per barrel based on an assumed mixture of 70%
ethane  and  30%  propane.  See  Ethane/Ethylene  and
Propane/Propylene.
Hydrogen.  Assumed by EIA to be 6.287 million Btu per
barrel or equal to the thermal conversion factor for Resid-
ual Fuel Oil.  
Isobutane/Isobutylene. EIA adopted the Bureau of Mines
thermal conversion factor of 3.974 million Btu per barrel as
published  in  the  California  Oil  World  and  Petroleum
Industry, First Issue, April 1942.
Jet  Fuel,  Kerosene-Type.  EIA  adopted  the  Bureau  of
Mines thermal conversion factor of 5.670 million Btu per
barrel for “Jet Fuel, Commercial” as published by the Texas
Eastern  Transmission  Corporation  in  the  report  Competi-
tion and Growth in American Energy Markets 1947–1985,
a 1968 release of historical and projected statistics.
Jet  Fuel,  Naphtha-Type.    EIA  adopted  the  Bureau  of
Mines thermal conversion factor of 5.355 million Btu per
barrel for  “Jet Fuel, Military”  as  published  by  the  Texas
Eastern  Transmission  Corporation  in  the  report  Competi-
tion and Growth in American Energy Markets 1947–1985,
a 1968 release of historical and projected statistics.
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
193
Kerosene.  EIA  adopted  the  Bureau  of  Mines  thermal
conversion  factor  of  5.670  million  Btu  per  barrel  as
reported  in  a  Bureau  of  Mines  internal  memorandum,
“Bureau  of  Mines  Standard  Average  Heating  Values  of
Various Fuels, Adopted January 3, 1950.”
Liquefied Petroleum Gases Consumption.  • 1949–1966:  
U.S. Department of the Interior, Bureau of Mines, Mineral
Industry  Surveys,  “Crude  Petroleum  and  Petroleum
Products, 1956,” Table 4 footnote, constant value of 4.011
million Btu per barrel.  • 1967 forward: Calculated annually
by EIA as the average of the thermal conversion factors for
all  liquefied  petroleum  gases  consumed  (see  Table  A1)
weighted  by  the  quantities  consumed.  The  component
products of liquefied petroleum gases are ethane (including
ethylene),  propane  (including  propylene),  normal  butane
(including  butylene),  butane-propane  mixtures,  ethane-
propane mixtures, and isobutane. For 1967–1980, quantities
consumed are from EIA, Energy Data Reports, “Petroleum
Statement, Annual,” Table 1.  For 1981 forward, quantities
consumed are from EIA, Petroleum Supply Annual,  Table
2.
Lubricants. EIA adopted the thermal conversion factor of
6.065 million Btu per barrel as estimated by the Bureau of
Mines  and  first  published  in  the  Petroleum  Statement,
Annual, 1956.
Miscellaneous Products. EIA adopted the thermal conver-
sion factor of 5.796 million Btu per barrel as estimated by
the  Bureau  of Mines and  first  published in  the Petroleum
Statement, Annual, 1956.
Motor  Gasoline Blending Components.   • 1949–2006:   
EIA adopted the Bureau of Mines thermal conversion factor
of 5.253 million Btu per barrel for “Gasoline, Motor Fuel”
as  published by  the Texas  Eastern Transmission  Corpora-
tion in Appendix V of Competition and Growth in Ameri-
can  Markets  1947-1985,  a  1968  release  of  historical  and
projected  statistics.    •  2007  forward:    EIA  adopted  the
thermal conversion  factor  of 5.222  million Btu per  barrel
(124,340 Btu per gallon) for gasoline blendstock from U.S.
Department of Energy, Argonne National Laboratory, “The
Greenhouse Gases, Regulated  Emissions, and Energy Use
in 
Transportation 
Model” 
(GREET), 
version
GREET1_2013, October 2013.
Motor Gasoline Exports.  • 1949–2005:  EIA adopted the
Bureau of Mines thermal conversion factor of 5.253 million
Btu per barrel for “Gasoline, Motor Fuel” as published by
the Texas Eastern Transmission Corporation in Appendix V
of  Competition  and  Growth  in American  Energy Markets
1947–1985, a 1968 release of historical and projected statis-
tics.    •  2006  forward:    Calculated  by  EIA  as  the  annual
quantity-weighted  average  of  the  conversion  factors  for
gasoline  blendstock  and  the  methyl  tertiary  butyl  ether
(MTBE) blended into motor gasoline exports.   The  factor
for gasoline blendstock  is 5.253  million  Btu per barrel  in
2006 and 5.222  million  Btu  per barrel beginning in 2007
(see Motor Gasoline Blending Components).  For MTBE,
EIA adopted the thermal conversion factor of 4.247 million
Btu  per  barrel  (101,130  Btu  per  gallon)  from  U.S.
Department of Energy, Argonne National Laboratory, “The
Greenhouse Gases, Regulated  Emissions, and Energy Use
in 
Transportation 
Model” 
(GREET), 
version
GREET1_2013, October 2013.
Motor Gasoline (Finished) Consumption.  • 1949–1992:  
EIA adopted the Bureau of Mines thermal conversion factor
of 5.253 million Btu per barrel for “Gasoline, Motor Fuel”
as  published by  the Texas  Eastern Transmission  Corpora-
tion in Appendix V of Competition and Growth in Ameri-
can  Markets  1947-1985,  a  1968  release  of  historical  and
projected statistics.  • 1993–2006:  Calculated by EIA as the
annual quantity-weighted average of the conversion factors
for  gasoline  blendstock  and  the  oxygenates  blended  into
motor gasoline.  The factor for gasoline blendstock is 5.253
million  Btu  per barrel  (the  motor gasoline factor  used for
previous years).  The factors for fuel ethanol are shown in
Table A3 (see Fuel Ethanol, Denatured).  The following
factors  for  other  oxygenates are from U.S.  Department  of
Energy,  Argonne  National  Laboratory,  “The  Greenhouse
Gases, Regulated Emissions, and Energy Use in Transporta-
tion  Model”  (GREET),  version  GREET1_2013,  October
2013—methyl  tertiary  butyl  ether  (MTBE):  4.247  million
Btu  per  barrel  (101,130  Btu  per  gallon);  tertiary  amyl
methyl  ether  (TAME):  4.560  million  Btu  per  barrel
(108,570 Btu per gallon); ethyl tertiary butyl ether (ETBE):
4.390  million  Btu  per  barrel  (104,530  Btu  per  gallon);
methanol:  2.738  million  Btu  per  barrel  (65,200  Btu  per
gallon); and butanol: 4.555 million Btu per barrel (108,458
Btu per gallon).  • 2007 forward:  Calculated by EIA as the
annual quantity-weighted average of the conversion factors
for gasoline blendstock and fuel ethanol blended into motor
gasoline.    The  factor  for  gasoline  blendstock  is  5.222
million Btu  per  barrel (124,340  Btu per gallon),  which is
from the GREET model (see above).  The factors for fuel
ethanol  are  shown  in  Table  A3  (see  Fuel  Ethanol,
Denatured).    
Motor Gasoline Imports.  • 1949–2006:  EIA adopted the
Bureau of Mines thermal conversion factor of 5.253 million
Btu per barrel for “Gasoline, Motor Fuel” as published by
the Texas Eastern Transmission Corporation in Appendix V
of  Competition  and  Growth  in  American  Energy Markets
1947–1985, a 1968 release of historical and projected statis-
tics.  • 2007 forward:  EIA adopted the thermal conversion
factor  of  5.222  million  Btu  per  barrel  (124,340  Btu  per
gallon)  for  gasoline  blendstock  from  U.S.  Department  of
Energy,  Argonne  National  Laboratory,  “The  Greenhouse
Gases, Regulated Emissions, and Energy Use in Transporta-
tion  Model”  (GREET),  version  GREET1_2013,  October
2013.
Natural  Gas  Plant  Liquids  Production.  Calculated
annually by EIA as the average of the thermal conversion
factors for each natural gas plant liquid produced weighted
by the quantities produced.
Natural  Gasoline.  EIA  adopted  the  thermal  conversion
factor of 4.620 million Btu  per barrel as estimated by  the
194
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
Bureau of Mines and first published in the Petroleum State-
ment, Annual, 1956.
Normal  Butane/Butylene.  EIA  adopted  the  Bureau  of
Mines  thermal conversion factor  of 4.326 million Btu  per
barrel as published in the California Oil World and Petro-
leum Industry, First Issue, April 1942.
Other  Hydrocarbons.    Assumed  by  EIA  to  be  5.825
million  Btu  per barrel  or  equal to  the  thermal  conversion
factor for Unfinished Oils.
Oxygenates (Excluding Fuel Ethanol).  EIA adopted the
thermal conversion factor of  4.247 million Btu per  barrel
(101,130  Btu  per  gallon)  for  methyl  tertiary  butyl  ether
(MTBE)  from  U.S.  Department  of  Energy,  Argonne
National  Laboratory,  “The  Greenhouse  Gases,  Regulated
Emissions,  and  Energy  Use  in  Transportation  Model”
(GREET), version GREET1_2013, October 2013.
Pentanes Plus. Assumed by EIA to be 4.620 million Btu
per  barrel  or  equal  to  the  thermal  conversion  factor  for
Natural Gasoline.
Petrochemical  Feedstocks,  Naphtha  Less  Than  401
Degrees Fahrenheit. Assumed by EIA to be 5.248 million
Btu per barrel or equal to the thermal conversion factor for
Special Naphthas.
Petrochemical  Feedstocks,  Other  Oils  Equal  to  or
Greater Than 401 Degrees Fahrenheit. Assumed by EIA
to be 5.825 million Btu per barrel or equal to the thermal
conversion factor for Distillate Fuel Oil.
Petrochemical Feedstocks, Still Gas. Assumed by EIA to
be  6.000  million  Btu  per  barrel  or  equal  to  the  thermal
conversion factor for Still Gas.
Petroleum Coke, Catalyst.  Assumed by EIA to be 6.287
million  Btu  per barrel  or  equal to  the  thermal  conversion
factor for Residual Fuel Oil.
.
Petroleum  Coke, Marketable.   EIA  adopted the thermal
conversion  factor  of  5.719  million  Btu  per  barrel,  calcu-
lated by dividing 28,595,925 Btu  per  short  ton  for  petro-
leum  coke  (from  U.S.  Department  of  Energy,  Argonne
National  Laboratory,  “The  Greenhouse  Gases,  Regulated
Emissions,  and  Energy  Use  in  Transportation  Model”
(GREET), version GREET1_October 2013) by 5.0 barrels
per  short  ton  (as  given  in  the  Bureau  of  Mines  Form
6-1300-M and successor EIA forms).
Petroleum Coke, Total.  • 1949–2003:  EIA adopted the
thermal conversion factor of 6.024 million Btu per barrel as
reported in Btu per short ton in the Bureau of Mines inter-
nal  memorandum,  “Bureau  of  Mines  Standard  Average
Heating  Values  of  Various  Fuels,  Adopted  January  3,
1950.” The Bureau of Mines calculated this factor by divid-
ing 30.120 million Btu per short ton, as given in the refer-
enced Bureau of Mines internal memorandum, by 5.0 barrels
per  short  ton,  as  given  in  the  Bureau  of  Mines  Form
6-1300-M  and  successor  EIA  forms.    •  2004  forward:   
Calculated by EIA as the annual quantity-weighted average
of  the  conversion  factors  for  Petroleum  Coke,  Catalyst
(6.287  million  Btu  per  barrel)  and  Petroleum  Coke,
Marketable (5.719 million Btu per barrel).
Petroleum  Consumption,  Commercial  Sector.  Calcu-
lated  annually  by  EIA  as  the  average  of  the  thermal
conversion  factors  for  all  petroleum  products  consumed
by  the  commercial  sector  weighted  by  the  estimated
quantities  consumed  by  the  commercial  sector.  The
quantities  of  petroleum  products  consumed  by  the
commercial  sector are estimated in the State
Energy Data
System—see documentation at
http://www.eia.gov/state/seds/sep_use/notes/use_petrol.pdf. 
Petroleum Consumption,  Electric Power Sector. Calcu-
lated annually by EIA as the average of the thermal conver-
sion factors for distillate fuel oil, petroleum coke, and resid-
ual fuel oil consumed by the electric power sector weighted
by  the  quantities  consumed  by  the  electric  power  sector.
Data  are  from  Form  EIA-923,  “Power  Plant  Operations
Report,” and predecessor forms.
Petroleum  Consumption,  Industrial  Sector.  Calculated
annually by EIA as the average of the thermal conversion
factors for all petroleum products consumed by the indus-
trial sector weighted by the estimated quantities consumed
by  the  industrial  sector.  The  quantities  of  petroleum
products consumed by the industrial sector are estimated in
the State Energy Data System—see documentation at
http://www.eia.gov/state/seds/sep_use/notes/use_petrol.pdf.
Petroleum Consumption, Residential Sector. Calculated
annually by EIA as the average of the thermal conversion
factors for all petroleum products consumed by the residen-
tial  sector weighted by the estimated  quantities consumed
by  the  residential  sector.  The  quantities  of  petroleum
products  consumed by  the residential sector are estimated
in  the  State  Energy Data System—see  documentation  at 
http://www.eia.gov/state/seds/sep_use/notes/use_petrol.pdf.
Petroleum  Consumption,  Total.  Calculated  annually  by
EIA as the average of the thermal conversion factors for all
petroleum  products  consumed  weighted  by  the  quantities
consumed.
Petroleum Consumption, Transportation Sector. Calcu-
lated annually by EIA as the average of the thermal conver-
sion  factors  for  all  petroleum  products  consumed  by  the
transportation sector  weighted  by the estimated  quantities
consumed  by  the  transportation  sector.  The  quantities  of
petroleum products consumed by the  transportation sector
are  estimated  in  the  State  Energy  Data  System—see
documentation at
http://www.eia.gov/state/seds/sep_use/notes/use_petrol.pdf.
Petroleum Products Exports. Calculated annually by EIA
as the  average  of the thermal conversion  factors for each
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
195
petroleum  product  exported  weighted  by  the  quantities
exported.
Petroleum Products Imports. Calculated annually by EIA
as  the  average  of  the  thermal  conversion factors for each
petroleum  product  imported  weighted  by  the  quantities
imported.
Plant Condensate. Estimated to be 5.418 million  Btu per
barrel by EIA from data provided by McClanahan Consult-
ants, Inc., Houston, Texas.
Propane/Propylene.  EIA  adopted  the  Bureau  of  Mines
thermal conversion factor of 3.836 million Btu per barrel as
published in the California Oil World and Petroleum Indus-
try, First Issue, April 1942.
Renewable  Fuels  Except  Fuel  Ethanol.    For  “Biomass-
Based  Diesel  Fuel”  and  “Other  Renewable  Fuels,”  EIA
assumed the thermal conversion factor to be 5.359 million
Btu per barrel or equal to the thermal conversion factor for
Biodiesel.    For  “Other  Renewable  Diesel  Fuel,”  EIA
adopted the thermal conversion factor of 5.494 million Btu
per barrel (130,817 Btu per gallon) for renewable diesel II
(UOP-HDO)  from  U.S.  Department  of  Energy,  Argonne
National  Laboratory,  “The  Greenhouse  Gases,  Regulated
Emissions,  and  Energy  Use  in  Transportation  Model”
(GREET), version GREET1_2013, October 2013.
Residual  Fuel  Oil.  EIA  adopted  the  thermal  conversion
factor  of  6.287  million  Btu  per  barrel  as  reported  in  the
Bureau of Mines internal memorandum, “Bureau of Mines
Standard  Average  Heating  Values  of  Various  Fuels,
Adopted January 3, 1950.”
Road  Oil.  EIA  adopted  the  Bureau  of  Mines  thermal
conversion  factor  of  6.636  million  Btu  per  barrel,  which
was assumed to  be equal to that of Asphalt and  was  first
published by the Bureau of Mines in the Petroleum State-
ment, Annual, 1970.
Special  Naphthas.  EIA  adopted  the  Bureau  of  Mines
thermal conversion factor of  5.248 million  Btu per  barrel,
which was assumed to be equal to that of the total gasoline
(aviation and  motor) factor and  was  first  published in  the
Petroleum Statement, Annual, 1970.
Still  Gas.  EIA  adopted  the  Bureau  of  Mines  estimated
thermal conversion factor of  6.000 million  Btu per  barrel,
first published in the Petroleum Statement, Annual, 1970.
Total Petroleum Exports. Calculated annually by EIA as
the average of the thermal conversion factors for crude oil
and  each  petroleum  product  exported  weighted  by  the
quantities  exported.  See  Crude  Oil  Exports  and  Petro-
leum Products Exports.
Total Petroleum Imports. Calculated annually by EIA as
the average of the thermal conversion factors for each type
of  crude  oil and petroleum product  imported weighted  by
the quantities imported. See Crude Oil Imports and Petro-
leum Products Imports.
Unfinished  Oils.  EIA  assumed  the  thermal  conversion
factor to be 5.825 million Btu per barrel or equal to that for
Distillate Fuel Oil and  first published  it in EIA’s Annual
Report to Congress, Volume 3, 1977.
Unfractionated Stream. EIA assumed the thermal conver-
sion  factor to be 5.418  million  Btu per barrel  or equal  to
that for Plant Condensate and  first published  it in EIA’s
Annual Report to Congress, Volume 2, 1981.
Waxes.  EIA  adopted  the  thermal  conversion  factor  of
5.537 million Btu  per  barrel as estimated by the Bureau
of Mines and first published in the Petroleum Statement,
Annual, 1956.
Approximate Heat Content of Biofuels 
Biodiesel.  EIA estimated the thermal conversion factor for
biodiesel to be 5.359 million Btu per barrel, or 17,253 Btu
per pound. 
Biodiesel  Feedstock.    EIA  used  soybean  oil  input to  the
production of biodiesel (million Btu soybean oil per barrel
biodiesel) as the  factor to  estimate total biomass inputs  to
the production of biodiesel.  EIA assumed that 7.65 pounds
of  soybean  oil  are  needed  to  produce  one  gallon  of
biodiesel, and 5.433 million Btu of soybean oil are needed
to produce one barrel of biodiesel.  EIA also assumed that
soybean  oil  has  a  gross  heat  content  of  16,909  Btu  per
pound, or 5.483 million Btu per barrel.
Ethanol  (Undenatured).    EIA  adopted  the  thermal
conversion  factor  of  3.539  million  Btu  per  barrel
published in “Oxygenate Flexibility for  Future Fuels,” a
paper presented by William J. Piel of the ARCO Chemi-
cal Company at the National Conference on Reformulated
Gasolines and Clean Air Act Implementation, Washington,
D.C., October 1991.
Fuel Ethanol (Denatured).  • 1981–2008:  EIA used the
2009  factor.   •  2009 forward:  Calculated by  EIA  as the
annual  quantity-weighted  average of  the thermal conver-
sion  factors  for  undenatured  ethanol  (3.539  million  Btu
per  barrel),  pentanes  plus  used  as  denaturant  (4.620
million  Btu  per  barrel), and conventional  motor gasoline
and motor gasoline blending components used as denatur-
ant (5.253 million Btu per barrel).  The quantity of ethanol
consumed is from EIA’s Petroleum Supply Annual (PSA)
and Petroleum  Supply  Monthly  (PSM),  Table  1,  data  for
renewable  fuels  and  oxygenate  plant  net  production  of
fuel  ethanol.    The  quantity  of  pentanes  plus  used  as
denaturant is from PSA/PSM, Table 1, data for renewable
fuels and oxygenate plant net production of pentanes plus,
multiplied  by  -1.    The  quantity  of  conventional  motor
gasoline and motor gasoline blending components used as
196
U.S. Energy Information Administration / Monthly Energy Review April 2016
Documents you may be interested
Documents you may be interested