天然氣液化裝置可以分為基本負荷型和調峰型兩大類。另外，隨著海上油氣田的開發，近年又出現了浮式液化天然氣生產儲卸裝置。天然氣液化裝置一般由天然氣預處理、液化、儲存、控制及消防等系統組成。

基本負荷型液化裝置是用本地區豐富的天然氣生產LNG供出口的大型液化裝置。20世紀60年代最早建設的這種天然氣液化裝置，采用當時技術成熟的階式制冷液化流程。到20世紀70年代又轉而采用流程大為簡化的混合制冷劑液化流程。20世紀80年代后新建與擴建的基本負荷型天然氣液化裝置，則幾乎無例外地采用丙烷預冷混合冷劑液化流程。這類裝置的特點是：處理量大，為了降低成本，近年更向大型化發展，建設費用很高；工廠生產能力與氣源、運輸能力等LNG產業鏈配套嚴格；為便于LNG裝船外運，工廠往往設置在海岸邊。

調峰型液化裝置主要建設在遠離天然氣源的地區，廣泛用于天然氣輸氣管網中，為調峰負荷或補充冬季燃料供應。通常將低峰負荷時過剩的天然氣液化儲存，在高峰時或緊急情況下再氣化使用。調峰型液化裝置在匹配峰荷和增加供氣的可靠性方面發揮著重要作用，可以極大地提高管網的經濟性。與基本負荷型LNG裝置相比，調峰型LNG裝置是小流量的天然氣液化裝置，非常年連續運行，生產規模較小，其液化能力一般為高峰負荷量的1/10左右。對于調峰型液化天然氣裝置，其液化部分常采用帶膨脹機的液化流程和混合制冷劑液化流程。

浮式液化天然氣生產儲卸裝置是一種新型的海上氣田天然氣的液化裝置，以其投資較低、建設周期短、便于遷移等優點倍受青睞。
一、基本負荷型天然氣液化裝置

基本負荷型天然氣液化裝置主要用于天然氣生產地液化后遠洋運輸，進行國際間LNG的貿易。它除了液化裝置和公用工程以外，還配有港口設備、棧橋及其他裝運設備。在相應的輸入國，要建設LNG港口接收站，配備卸貨裝置、儲槽、再氣化裝置和送氣設備等。

基本負荷型天然氣液化裝置的液化和儲存連續進行，裝置的液化能力一般在10⁶m³/d以上。全部設施由天然氣預處理流程、液化流程、儲存系統、控制系統、裝卸設施和消防系統等組成，是一個復雜龐大的系統工程，投資高達數十億美元。如年產600×10⁴t的LNG項目，從天然氣生產、液化到LNG運輸，不包括LNG接收和下游用戶，投資約需60～80億美元。項目建設一般需以20～25年的長期供貨合同為前提。由于項目投資巨大，LNG項目大多由大型跨國石油公司與資源擁有國政府合資建設。

1961年，在阿爾及利亞建造的世界上第一座大型基本負荷型天然氣液化裝置(CAMEL)，采用丙烷、乙烯和甲烷組成的階式制冷液化流程，見圖3-13^[7]。于1964年在阿爾及利亞Arzew交付使用。該液化工廠共有三套相同的液化裝置。每套裝置液化能力為1.42×10⁶m³/d。

進廠的天然氣壓力為3.24MPa；溫度37.8℃；組分的摩爾分數是：83%甲烷、10%C₂⁺以上的烷烴、7%氮。原料氣先經離心壓縮機壓縮到4.1MPa，用海水進行冷卻；此后用單乙醇胺溶液脫除二氧化碳，用乙二醇及鋁膠清除水分，將露點降到-73℃以下。凈化后的原料氣進入液化裝置。每套裝置用三臺離心式制冷壓縮機，它們在各自的封閉循環系統中作為制冷劑壓縮機。其中丙烷制冷循環在換熱器15和19中，為天然氣提供兩個溫度級的冷量，用于冷卻天然氣；乙烯制冷循環在乙烯冷卻器22中，為天然氣提供三個溫度級的冷量，用于液化天然氣；甲烷制冷循環在換熱器23、24、25中，為天然氣提供三個溫度級的冷量，用于過冷液化天然氣。過冷后的液化天然氣閃蒸到大氣壓，用泵送至儲罐。液化后的天然氣組分的摩爾分數大致為：86.98%甲烷、0.71%氮、其余為C₂⁺以上的烷烴。制冷循環所用的甲烷和丙烷直接取自天然氣；乙烯則由乙醇脫水制得，每天補充量約需5t。

采用階式制冷液化流程的優點是能耗低，且各制冷循環及天然氣液化系統各自獨立，相互牽制少，操作穩定。它的缺點是流程復雜、機組多，要有生產和儲存各種制冷劑的設備，各制冷循環系統間不能有任何滲漏，維修也不方便。

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混合制冷劑液化流程有開式和閉式兩種。閉式混合制冷劑液化流程是指制冷劑循環與天然氣液化過程彼此分開的液化流程。圖3-14^[7]為采用閉式混合制冷劑液化循環的天然氣液化裝置示意圖。這套裝置是1970年恢復運轉的利比亞伊索工廠的液化裝置。