1. LNG压力变送器
用静压测量原理:当液位变送器投入到被测液体中某一深度时,传感器迎液面受到的压力公式为:Ρ = ρ .g.H + Po式中: P :变送器迎液面所受压力 ρ:被测液体密度 g :当地重力加速度 Po :液面上大气压 H :变送器投入液体的深度
2. lng压力变送器选型
压阻式变送器。压阻式变送器是将压力作用到膜片的前表面，在压力作用下膜片会出现一定的形变，感压膜片的背面印有厚膜电阻，进而形成一个惠斯通电桥，在压阻效应下，电桥会产生相应的电压信号，该信号与激励电压成正比例关系。
压电式变送器。压电式变送器是利用正压电效应研制出来的,正高压电效应就是将一定的外力作用于电解质使其发生变形,电解质内部会出现极化现象,并且在其两个表面会产生正负不同的电荷,外力停止作用时，电解质又恢复到不带电的状态。
应变式变送器。采用特殊的粘合剂将应变片粘合在一起进而产生力学应变，在机体受力发生变化时，电阻应变片也会随之出现一定的形变，进而影响到阻值的大小，电阻上的电压发生改变。
电容式变送器。电容式变送器分电动和气动两类，前者的标准化输入信号为直流信号，后者输出信号为气体压力。
压力变送器种类很多，不同类型应对的场合也是不同的，建议去看下恩德斯豪斯的压力变送器，他们有套选型系统很好用，能与用户需求完美匹配，支持组合筛选，例如方便比对。
3. 燃气压力变送器
原因如下
1、压力变送器与显示仪表配套使用时，如果显示仪表没有显示，应该先判断是压力变送器没有输出，还是显示仪表有故障，用万用表测量压力变送器的输出端，看其是否有4-20mA电流输出。
2、变送器无输出，首先应检查24V供电电源是否正常；如果24V电源及供电正常，但压力变送器仍无输出，就应检查电源线是否接反，信号正负极是否接错，接线正确，
3、以上检查都正常，有可能是变送器的硬件有故障。压力变送器的电路板损坏，直接造成无电流输出；压力变送器过载或超压，
4. lng压力变送器安装
刚刚
在差压变送器测定流量时,冷凝器是将被测蒸汽冷凝,并使正负压管中的冷凝液有相等的高度且保持恒定。为此,冷凝器的容积应为差压变送器工作空间最大容积的3倍,水平方向的横截面积不得小于差压变送器的工作面积,以便忽略由于冷凝中冷凝液波动或产生附加误差。冷凝介质,避免高温损伤变送器,需要满足用以下的安装要求:1、两个冷凝器的高度差不超过2mm。安装冷凝罐是为了保证测量管路的液体温度一致,使其不受测量介质温度变化的影响,保证正负压管中的冷凝面有相等的高度和保持恒定,当差压急剧变化时,才不会产生测量误差。2、冷凝罐的容积应大于差压仪表最大工作容积变化的三倍,容器横截面积不小于差压仪表的工作面积。如果冷凝器主要就是普通的隔离罐样式,其就是一个加大面积的缓冲器,目的就是通过表面积的增多加快取压阀后引压管内介质的降温,使其适应变送器接管测温要求,防止高温介质损坏变送器。4、对于被测介质是易冷凝的粘稠介质大多数都是担忧引压管内介质冷凝粘稠后出现引压管堵塞现象,所以大多数时候不使用冷凝器而且还有增加伴热措施。冷凝器最常见的应用在蒸汽的测量中,由于蒸汽是高温高压介质而且极易冷凝变成水,为了保证变送器测量墨盒不被高温损坏,5、为了保证引压管内全部是冷凝水,防止因为两管冷凝水高度不同产生附加差压值,所以大部分使用缓冲罐性质的冷凝器作为加速蒸汽变水的冷凝措施,但考虑到冬季引压管内水易结冰的性质同样使用了伴热措施
5. lng增压器
LNG站工作原理及工艺流程
LNG是天然气（主要是甲烷）低温液化后的液体，需要供气首先需要加热气化，一般情况下如果用气量不大，直接把LNG通入空温气化器通过空气中的温度给LNG加热就可实现LNG的气化，如果气化量大，则需要加水浴气化器辅助加热，当气化后的气体温度接近环境温度后就可以供气了。在LNG管路到气化器之间有一个低温调压器，当气化压力达到调节压力，调压器就会自动切断LNG的供应，以到达调压的目的。
LNG气化站流程是LNG由槽车运至气化站，利用LNG卸车增压器使槽车内压力增高，将槽车内LNG送至LNG低温储罐内储存。当从LNG储罐外排时，先通过储罐的自增压系统，使储罐压力升高，然后打开储罐液相出口阀，通过压力差将储罐内的LNG送至气化器后，经调压、计量、加臭等工序送入市政燃气管网。当室外环境温度较低，空温式气化器出口的天然气温度低于5℃时，需在空温式气化器出口串联水浴式加热器，对气化后的天然气进行加热。
1.卸车工艺：
采用槽车自增压方式。集装箱贮槽中的LNG在常压、-162℃条件下，利用自带的增压器给集装箱贮槽增压至0.6MPa，利用压差将LNG通过液相管线送入气化站低温贮槽。另外，卸车进行末段集装箱贮槽内的低温NG气体，利用BOG气相管线进行回收。卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线、氮气吹扫管线以及若干低温阀门。
2.贮存增压工艺：
在LNG气化供应工作流程中，需要经过从贮槽中增压流出、气化、加臭等程序，最后进入供气管网。而LNG贮槽贮存参数为常压、-162℃，所以在运行时需要对LNG贮槽进行增压，以维持其0.35~0.40MPa的压力，保证LNG的输出量。中小型LNG贮存气化站常用的增压方式通常有两种，一种是增压气化器结合自力式增压调节阀方式；一种是增压气化器结合气动式增压调节阀方式。本工程的设计选用增压气化器结合气动式增压调节阀方式。该增压系统由贮槽增压器（空温式气化器）及若干控制阀门组成。当LNG贮槽压力低于升压调节阀设定开启压力时，调节阀开启，LNG进入空温式气化器，气化为NG后通过贮槽顶部的气相管进入罐内，贮槽压力上升；当LNG贮槽压力高于设定压力时，调节阀关闭，空温气化器停止气化，随着罐内LNG的排出，贮槽压力下降。通过调节阀的开启和关闭，从而将LNG贮槽压力维持在设定压力范围内。
3.计量加臭工艺
主气化器及缓冲罐气体进入计量段，计量完成后经过加臭处理，输入用气管网。计量采用气体涡轮流量计，计量精度1.5级。量程比大于1 :16，可满足最小流量和最大流量时的计量精度要求。流量计表头为机械的字轮显示，不丢失计量数据。流量计配备体积修正仪，自动将工况流量转换成标准流量，并自动进行温度、压力和压缩系数的修正补偿。可存储一年或更长时间内的数据，对流量实现自动管理和监控功能。流量计设旁路，在流量计校验或检修时可不中断供气。
4.气化加热工艺
采用空温式和水浴式相结合的串联流程，夏季使用自然能源，冬季用热水，利用水浴式加热器进行增热，可满足站内的生产需要。空温式气化器分为强制通风和自然通风两种，本设计采用自然通风空温式气化器。自然通风式气化器需要定期除霜、定期切换。在两组空温气化器的入口处均设有气动切断阀，正常工作时两组空温气化器通过气动切断阀在控制台处的定时器进行切换，切换周期为6小时/次。当出口温度低于0℃时，低温报警并连锁切换空温气化器。水浴式加热器根据热源不同，可分为热水加热式、燃烧加热式、电加热式等等。本设计采用热水加热式，利用热水炉生产的热水与低温NG换热。水浴加热器1台。冬季NG出口温度低于0℃时，低温报警并手动启动水浴加热器。
5.安全泄放工艺
天然气为易燃易爆物质，在温度低于-120℃左右时，天然气密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发；而常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。根据其特性，按照规范要求必须进行安全排放，设计采用集中排放的方式。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散塔组成。设置EAG加热器，对放空的低温NG进行集中加热后，经阻火器后通过25m高的放散塔高点排放，EAG加热器采用500Nm3/h空温式加热器。常温放散NG直接经阻火器后排入放散塔。阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。
6.BOG处理工艺
由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体(Boil Off Gas)，本工程中BOG气体包括：
LNG贮槽吸收外界热量产生的蒸发气体
LNG卸车时贮槽由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体
受入贮槽内的LNG与原贮槽内温度较高的LNG接触产生的蒸发气体
卸车时受入贮槽内气相容积相对减少产生的蒸发气体
受入贮槽内压力较高时进行减压操作产生的气体
设计采取槽车自压回收方式回收BOG。回收的BOG的处理采用缓冲输出的方式，排出的BOG气体为高压低温状态，且流量不稳定。因此需设置BOG加热器及缓冲调压输出系统并入用气管网，冬季可经过调压后去热水炉（供应水浴加热器