液化天然ガスを生産する方法において、天然ガス田から天然ガスの供給を受け、酸性ガスを除去する過程無しに脱水する脱水段階;及び上記の脱水段階後、天然ガスをNGLを分別する過程無しに13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化し、加圧液化天然ガスを生産する液化段階を含むことを特徴とする、加圧液化天然ガスの生産方法。上記の脱水段階後、天然ガスにおいて二酸化炭素が10以下に存在する場合、上記の液化段階で二酸化炭素を凍結させた後除去する二酸化炭素除去段階を更に含むことを特徴とする、請求項1に記載の加圧液化天然ガスの生産方法。上記の液化段階後、加圧液化天然ガスを二重構造の貯蔵容器に貯蔵する貯蔵段階を更に含むことを特徴とする、請求項1に記載の加圧液化天然ガスの生産方法。液化天然ガスの生産システムにおいて、天然ガス田から天然ガスの供給を受け、脱水する脱水設備;及び上記の脱水設備を経た天然ガスを13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化し、加圧液化天然ガスを生産する液化設備を含むことを特徴とする、加圧液化天然ガスの生産システム。上記の脱水設備を経た天然ガスにおいて、二酸化炭素が10以下に存在する場合、上記の液化設備で二酸化炭素を凍結させた後除去する二酸化炭素除去設備を更に含むことを特徴とする、請求項4に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の液化設備により生産された加圧液化天然ガスを二重構造の貯蔵容器に貯蔵する貯蔵設備を更に含むことを特徴とする、請求項4に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の貯蔵容器の二重構造の内部圧力は、上記の貯蔵容器の内部圧力と平衡になるように、上記の貯蔵容器の二重構造と上記の貯蔵容器の内部との間に連結流路を設けることを特徴とする、請求項6に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の二酸化炭素除去設備は、高圧天然ガスが供給される供給ラインに設置され、上記の高圧天然ガスを低圧に減圧させる膨張バルブ;上記の膨張バルブの後段に設置され、上記の膨張バルブを通過し液化された天然ガスの内部に存在する凍結固形化された二酸化炭素をフィルタリングする固形化二酸化炭素フィルター;上記の膨張バルブの前段と上記の固形化二酸化炭素フィルターの後段に各々設置され、上記の高圧天然ガス及び上記の液化された天然ガスの流れを各々開閉させる第1及び第2開閉バルブ;上記の膨張バルブと上記の固形化二酸化炭素フィルターの固形化された二酸化炭素を気化させるために熱を提供する加熱部;及び上記の第1開閉バルブと上記の膨張バルブとの間の上記の供給ラインから分岐する排出ラインに、上記の加熱部により再生された二酸化炭素の排出を開閉させるために設置される第3開閉バルブを含むことを特徴とする、請求項5に記載の加圧液化天然ガス生産システム。上記の加熱部は、上記の膨張バルブと上記の固形化二酸化炭素フィルターとの熱交換のための熱媒が循環供給される再生熱交換器;及び上記の再生熱交換器の前段と後段に各々設置される第4及び第5開閉バルブを含むことを特徴とする、請求項8に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の二酸化炭素除去設備は多数で構成され、一部が二酸化炭素のフィルタリングを行っている間に他の一部が二酸化炭素の再生を行うように、上記の第1ないし第3開閉バルブと上記の加熱部が制御されることを特徴とする、請求項8に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の液化設備は、上記の脱水設備を経た天然ガスの供給を受け、冷媒との熱交換により液化させる液化用熱交換器;及び上記の液化用熱交換器に冷媒を冷媒用熱交換器により冷却させて供給する冷媒冷却部;を含み、上記の液化用熱交換器と上記の冷媒用熱交換器が互いに分離されていることを特徴とする、請求項4に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の液化用熱交換器はステンレススチール材質で構成され、上記の冷媒用熱交換器はアルミニウム材質で構成されることを特徴とする、請求項11に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の冷媒冷却部は、上記の冷媒用熱交換器が第1及び第2冷媒用熱交換器で構成され、上記の液化用熱交換器から排出される冷媒を圧縮機及び後冷却器により圧縮及び冷却させ、上記の後冷却器を通過した冷媒を分離機により気相冷媒と液相冷媒に分離し、上記の気相冷媒を上記の第1冷媒用熱交換器の第1流路と上記の第2冷媒用熱交換器の第1流路に供給し、上記の液相冷媒を上記の第1冷媒用熱交換器の第2流路を経て第1JTバルブによって低圧に膨張させ、上記の第1冷媒用熱交換器の第3流路を経て上記の圧縮機に供給させて、上記の第2冷媒用熱交換器の第1流路を通過した冷媒を第2JTバルブにより低圧に膨張させ、上記の液化用熱交換器に供給させると共に、第3JTバルブによって低圧に膨張させ、上記の第2冷媒用熱交換器の第2流路と上記の第1冷媒用熱交換器の第3流路を経て上記の圧縮機に供給させることを特徴とする、請求項11に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の冷媒冷却部は、上記の液化用熱交換器から排出される冷媒を圧縮機及び後冷却器により圧縮及び冷却させ、上記の冷媒用熱交換器の第1流路に供給し、上記の冷媒用熱交換器の第1流路を通過した冷媒を膨張機により膨張させ、流量配分バルブの操作により上記の液化用熱交換器に供給するか、上記の冷媒用熱交換器の第2流路を経て上記の圧縮機に供給することを特徴とする、請求項11に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の液化設備は、上記の脱水設備を経た天然ガスとの熱交換のための冷媒を供給する冷媒供給部;上記の脱水設備を経た天然ガスの供給ラインから多数に分岐する第1分岐ラインに各々設置され、上記の供給ラインから供給される天然ガスを上記の冷媒供給部から供給される冷媒との熱交換によって冷却させる多数の熱交換器;及び上記の熱交換器の各々に凝結された二酸化炭素を除去するために再生流体を選択的に供給する再生部を含むことを特徴とする、請求項4に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の熱交換器は、全体容量が液化天然ガス生産量を超過することで液化天然ガスの生産時に一つまたは多数が待機状態を維持することを特徴とする、請求項15に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の再生部は、上記の再生流体を供給する再生流体供給部;上記の再生流体供給部から上記の第1分岐ラインの各々で上記の熱交換器の前段と後段に各々連結される再生流体ライン;上記の第1分岐ラインの各々で上記の再生流体ラインが連結される部位の前段と後段に各々設置される第1バルブ;及び上記の再生流体ラインで上記の熱交換器の各々の前段と後段に設置される第2バルブを含むことを特徴とする、請求項15に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の熱交換器の各々に対する二酸化炭素の凍結を確認するために設置される感知部;及び上記の感知部の各々から出力される感知信号を受信し、上記の第1及び第2バルブと上記の再生流体供給部を制御する制御部を更に含むことを特徴とする、請求項17に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の感知部は、上記の第1分岐ラインの各々で上記の熱交換器の後段に設置され通過する液化天然ガスの流量を測定する流量計、または上記の第1分岐ラインの各々に設置され上記の熱交換器の前後段のガスに含まれている二酸化炭素の含有量を測定する二酸化炭素測定機、で構成されることを特徴とする、請求項18に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。上記の冷媒供給部から上記の熱交換器に冷媒を供給する冷媒ラインで上記の熱交換器の各々の前段と後段に設置され、上記の制御部により各々制御される第3バルブを更に含むことを特徴とする、請求項18に記載の加圧液化天然ガスの生産システム。本発明は、上記のような従来の問題点を解決するためのもので、プラント製作の所要費用と維持費を節減し、極低温に天然ガスを冷却液化する動力の消耗を減らすことができるため、液化天然ガスの生産の単位コストを減らすことができる。また、既存の方式では経済性を確保しにくかった中小型ガス田における経済的な利益及び投資回収期間の短縮を保障することができるようになる。上記の目的を達成するための本発明の一側面によると、液化天然ガスを生産する方法において、天然ガス田から天然ガスの供給を受け、酸性ガスを除去する過程無しに脱水する脱水段階;及び上記の脱水段階を終えた天然ガスよりNGLを分別する過程無しに13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化し、加圧液化天然ガスを生産する液化段階を含むことを特徴とする加圧液化天然ガスの生産方法を提供する。上記の脱水段階を終えた天然ガスにおいて二酸化炭素が10以下に存在する場合、液化過程で二酸化炭素を凍結した後除去する、二酸化炭素除去段階を更に含むことを特徴とする。上記の液化段階を終えた加圧液化天然ガスを二重構造の貯蔵容器に貯蔵する貯蔵段階を更に含むことを特徴とする。本発明の他の側面によると、液化天然ガスを生産するシステムにおいて、天然ガス田から天然ガスの供給を受け、脱水する脱水設備;及び上記の脱水設備を経た天然ガスを13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化し、加圧液化天然ガスを生産する液化設備を含むことを特徴とする加圧液化天然ガスの生産システムを提供する。上記の脱水設備を経た天然ガスにおいて二酸化炭素が10以下で存在する場合、液化過程で二酸化炭素を凍結した後除去する二酸化炭素除去設備を更に含むことを特徴とする。上記の液化設備により生産された加圧液化天然ガスを二重構造の貯蔵容器に貯蔵する貯蔵設備を更に含むことを特徴とする。上記の貯蔵容器の二重構造の内部圧力は、上記の貯蔵容器の内部圧力と平衡を成すように上記の貯蔵容器の二重構造と上記の貯蔵容器の内部との間には連結流路を設けることを特徴とする。上記の二酸化炭素除去設備は、上記の加圧天然ガスが供給される供給ラインに設置され、上記の加圧天然ガスを低圧に減圧する膨張バルブ;上記の膨張バルブの後段に設置され、上記の膨張バルブを通過して液化天然ガスの内部に存在する凍結固形化された二酸化炭素をフィルタリングする固形化二酸化炭素フィルター;上記の膨張バルブの前段と上記の固形化二酸化炭素フィルターの後段に各々設置され、上記の高圧天然ガス及び上記の液化天然ガスの流れを各々開閉する第1及び第2開閉バルブ;上記の膨張バルブと上記の固形化二酸化炭素フィルターの固形化された二酸化炭素を気化させるために熱を提供する加熱部;及び上記の第1開閉バルブと上記の膨張バルブの間の上記の供給ラインから分岐する排出ラインに上記の加熱部により再生された二酸化炭素の排出を開閉するために設置される第3開閉バルブを含むことを特徴とする。上記の加熱部は、上記の膨張バルブ及び上記の固形化二酸化炭素フィルターとの熱交換のための熱媒が循環供給される再生熱交換器;及び上記の再生熱交換器の前段と後段に各々設置される第4及び第5開閉バルブを含むことを特徴とする。上記の二酸化炭素除去設備は、多数で構成されているので、一部で二酸化炭素のフィルタリングが行われている間に他の一部で二酸化炭素の再生を行うように、上記の第1ないし第3開閉バルブと上記の加熱部が制御されることを特徴とする。上記の液化設備は、上記の脱水設備を経た天然ガスの供給を受け、冷媒との熱交換により液化させる液化用熱交換器;及び冷媒を冷媒用熱交換器によって冷却させ上記の液化用熱交換器に供給する冷媒冷却部;を含み、上記の液化用熱交換器と上記の冷媒用熱交換器が互いに分離されていることを特徴とする。上記の液化用熱交換器はステンレススチール材質からなっていて、上記の冷媒用熱交換器はアルミニウム材質からなっていることを特徴とする。上記の冷媒冷却部は、上記の冷媒用熱交換器が第1及び第2冷媒用熱交換器で構成される。上記の液化用熱交換器から排出される冷媒を圧縮機及び後冷却器によって圧縮及び冷却させ、上記の後冷却器を通過した冷媒を分離機によって気相冷媒と液相冷媒に分離する。上記の気相冷媒を上記の第1冷媒用熱交換器の第1流路と上記の第2冷媒用熱交換器の第1流路に供給する。上記の液相冷媒を上記の第1冷媒用熱交換器の第2流路を経て第1JTバルブにより低圧で膨張させ、上記の第1冷媒用熱交換器の第3流路を経て上記の圧縮機に供給させる。上記の第2冷媒用熱交換器の第1流路を通過した冷媒を第2JTバルブにより低圧に膨張させ、上記の液化用熱交換器に供給させると共に、第3JTバルブにより低圧に膨張させ、第2冷媒用熱交換器の第2流路と上記の第1冷媒用熱交換器の第3流路を経て上記の圧縮機に供給させることを特徴とする。上記の冷媒冷却部は、上記の液化用熱交換器から排出される冷媒を圧縮機及び後冷却器により圧縮及び冷却させ、上記の冷媒用熱交換器の第1流路に供給し、上記の冷媒用熱交換器の第1流路を通過した冷媒を膨張機により膨張させ、流量配分バルブの操作に従い、上記の液相用熱交換器に供給するか上記の冷媒用熱交換器の第2流路を経て上記の圧縮機に供給することを特徴とする。上記の液化設備は、上記の脱水設備を経た天然ガスとの熱交換のための冷媒を供給する冷媒供給部;上記の脱水設備を経た天然ガスの供給ラインから多数に分岐する第1分岐ラインに各々設置され、上記の供給ラインから供給される天然ガスを上記の冷媒供給部から供給される冷媒との熱交換によって冷却させる多数の熱交換器;及び上記の熱交換器の各々に凝結された二酸化炭素を除去するために、再生流体を選択的に供給する再生部を含むことを特徴とする。上記の熱交換器は、全体容量が液化天然ガスの生産量を超過することにより液化天然ガスの生産時に一つまたは多数が待機状態を維持させることを特徴とする。上記の再生部は、上記の再生流体を供給する再生流体供給部;上記の再生流体供給部から上記の第1分岐ラインの各々から上記の熱交換器の前段と後段に各々連結される再生流体ライン;上記の第1分岐ラインの各々から上記の再生流体ラインが連結される部位の前段と後段に各々設置される第1バルブ;及び上記の再生流体ラインから上記の熱交換器の各々の前段と後段に設置される第2バルブを含むことを特徴とする。上記の熱交換器の各々に対して二酸化炭素の凍結を確認するように設置される感知部;及び上記の感知部の各々から出力される感知信号を受信し、上記の第1及び第2バルブと上記の再生流体供給部を制御する制御部を更に含むことを特徴とする。上記の感知部は、上記の第1分岐ラインの各々から上記の熱交換器の後段に設置され、通過する液化天然ガスの流量を測定する流量計又は上記の第1分岐ラインの各々に設置され、上記の熱交換器の前後段のガスに含まれている二酸化炭素の含有量を測定する二酸化炭素測定機で構成されることを特徴とする。上記の冷媒供給部から上記の熱交換器に冷媒を供給する冷媒ラインで上記の熱交換器の各々の前段と後段に設置され、上記の制御部によって各々制御される第3バルブを更に含むことを特徴とする。本発明によると、プラント製作の所要費用と維持費を節減することができ、液化天然ガスの生産の単位コストを減らすことができ、既存の方式では経済性を確保しにくかった中小型ガス田における経済的な利益及び投資回収期間の短縮を保障することができる。以下、添付した図面を参照し、本発明の好ましい実施例に関する構成と作用を詳細に説明すると、下記の通りである。また、下記の実施例は、様々な異なる形態として変形することができ、本発明の範囲が下記の実施例に限定されるものではない。ここで各図面の構成要素に対して参照符号を付加することにおいて、同一の構成要素に限っては、例え異なる図面上に表示されたとしても、なるべく同一符号で表記したことに留意しなければならない。図1は、本発明による加圧液化天然ガスの生産方法を図示した流れ図である。図1に図示された通り、本発明による加圧液化天然ガスの生産方法は、天然ガス田より供給される天然ガスから酸性ガスを除去する過程無しに脱水し、天然ガスからNGLを分別する過程無しに加圧及び冷却により液化して加圧液化天然ガスを生産し、このために脱水段階と液化段階を含むことができる。脱水段階において、天然ガス田から天然ガスの供給を受け、酸性ガスを除去する過程無しで脱水過程により水蒸気などの水分を除去するようになる。従って、天然ガスに対して酸性ガス除去過程を経ずに脱水過程を経ることで、酸性ガスの除去過程の省略により工程の単純化及びそれに所要される投資と維持費用を減らすことができるようになる。また、脱水段階により天然ガスから水分を充分除去することで生産システムの作動温度及び圧力で天然ガスの水分凍結を防止する。液化段階によると、脱水段階を終えた天然ガスからNGLを分別する過程無しで13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化し、加圧液化天然ガスを生産するようになり、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスを生産することができる。従って、天然ガスに対し、NGL、即ち、液化炭化水素に対する分別過程を省略することで液化天然ガスの生産工程を単純化するだけでなく、極低温に天然ガスを冷却液化させる動力消耗も減らすことができるため、それに所要される投資及び維持費用を減らし、液化天然ガスの単価を下げることができる。本発明による加圧液化天然ガスの生産方法において天然ガス田の条件は、産出される天然ガスが10以下の二酸化炭素を有させることができる。また、脱水段階を終えた天然ガスにおいて二酸化炭素が10以下に存在する場合、上記の液化段階で二酸化炭素を凍結させた後除去する二酸化炭素除去段階を更に含むことができる。二酸化炭素除去段階は、脱水段階を終えた天然ガスにおいて二酸化炭素が2を超過または10以下の場合に実施することができる。ここで天然ガスは、二酸化炭素が2以下の場合、後述の加圧液化天然ガスの温度及び圧力条件で液体状態として存在するので、二酸化炭素除去段階を実施しなくても加圧液化天然ガスの生産及び運搬への影響がなくなり、二酸化炭素が2を超過して10以下の場合、固体で冷凍されるので、液化のために二酸化炭素除去段階を経るようになる。液化段階が終わると、液化段階で生産された加圧液化天然ガスを二重構造の貯蔵容器に貯蔵する貯蔵段階を実施することができ、これにより加圧液化天然ガスを希望する位置に移送する。これのために貯蔵容器を個別またはパッケージ化し、船舶により移送する移送段階を実施することができる。もちろん、タンクの強度が強化された液化天然ガス運搬用貯蔵容器を個別またはパッケージ化し、船舶により移送することもできることである。移送段階に用いる貯蔵容器は、13~25barの圧力と120~95°Cの温度に耐えられる材質と構造を有することができる。また、貯蔵容器の運搬用の船舶は、液化天然ガス運搬船のように別途の船舶を製造せず既存のバージ船またはコンテナ船等が利用されることで貯蔵容器の運搬に所要される費用を減らすことができる。この場合、バージ船やコンテナ船等をそのまま又は最小の改造を通して貯蔵容器を積載し、運送することができる。ここで船舶により移送された貯蔵容器は、消費先の要求によって個別貯蔵容器の単位で運送できる。一方、移送段階を終えて需要先に供給された貯蔵容器に貯蔵された加圧液化天然ガスは、最終消費先で再気化段階を経て気体状態の天然ガスで供給する。ここで再気化段階を実施するための再気化設備は、高圧ポンプと気化器で構成されることができ、発電所や工場のように個別単位の消費先のような場合には自体再気化設備が設けられることができる。図2は、本発明による加圧液化天然ガスの生産システムを図示した構成図である。図2に図示された通り、本発明による加圧液化天然ガスの生産システムは、天然ガス田から天然ガスの供給を受け、脱水する脱水設備と、脱水設備を経た天然ガスを13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化し、加圧液化天然ガスを生産する液化設備を含むことができる。脱水設備は、天然ガス田から天然ガスの供給を受け脱水過程により水蒸気等のような水分を除去することで、生産システムの作動温度及び圧力で天然ガスの凍結を防止する。この際、天然ガス田から脱水設備に供給される天然ガスは、酸性ガスを除去する過程を経なくなり、このため液化天然ガス生産工程の単純化及びその所要投資と維持費用を減らすことができるようになる。液化設備は、脱水設備を経た天然ガスを13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化し、加圧液化天然ガスを生産し、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスを生産することができ、このために、低温流体の圧縮及び冷却に必要な圧縮機及び冷却器を含むことができる。ここで脱水設備を経た天然ガスは、NGLを分別する過程無しに液化設備に供給され液化段階を経ることでNGL、即ち液化炭化水素の分別過程によるシステムの製作及び維持に所要される費用を減らし、液化天然ガスの単価が下がるようになる。本発明による加圧液化天然ガスの生産システムは、脱水設備を経た天然ガスにおいて二酸化炭素が10以下に存在する場合、天然ガスから二酸化炭素を凍結させた後除去するために設けられる二酸化炭素除去設備を更に含むことができる。二酸化炭素除去設備は、脱水設備を経た天然ガスにおいて二酸化炭素が2を超過または10以下である場合に限って、天然ガスから二酸化炭素の除去が行われるようにすることができる。即ち、天然ガスは、二酸化炭素が2以下の場合、加圧液化天然ガスの温度及び圧力条件で液体状態として存在するので、二酸化炭素の除去が不要であり、二酸化炭素が2を超えて10以下の場合、固体として冷凍されるので、二酸化炭素除去設備によって二酸化炭素を除去する必要がある。液化設備で生産される加圧液化天然ガスは、貯蔵設備で二重構造の貯蔵容器に貯蔵され、貯蔵容器の運送によって目的の消費先に移送される。図3は、本発明による加圧液化天然ガスの分配方法を図示した流れ図である。図3に図示された通り、本発明による加圧液化天然ガスの分配方法は、天然ガスに圧力をかけ、冷却させて液化された加圧液化天然ガスが貯蔵される貯蔵容器を船舶に積載し、消費先に移送させ、貯蔵容器を消費先に荷役させた後、貯蔵容器を消費先の再気化システムに連結させる。このために、本発明による加圧液化天然ガスの分配方法は、移送段階と、荷役段階と、連結段階とを含むことができる。図4に図示された通り、移送段階によると、天然ガスを13~25barの圧力と120~95°Cの温度で液化させた加圧液化天然ガスが貯蔵されると共に運搬が可能な貯蔵容器を船舶に積載し、消費先に移送させる。ここで加圧液化天然ガスは、上記の加圧液化天然ガスの生産方法により生産されることができ、それを貯蔵する貯蔵容器は、天然ガスを13~25barの圧力と120~95°Cの温度に耐えられる材質及び構造を有し、二重構造で構成されることができ、船舶に多数で積載されることができる。移送段階は、消費先が内陸である場合、トレーラまたは列車等の陸上運搬手段によって貯蔵容器を移送することができる。荷役段階は、船舶が消費先に到着したら荷役施設により加圧液化天然ガスで満ちている貯蔵容器を消費先に荷役させる段階で、個別貯蔵容器の単位で荷役することができる。連結段階は、貯蔵容器を消費先の再気化システムに連結させ、貯蔵容器に貯蔵された加圧液化天然ガスを気化させる段階で、貯蔵容器の加圧液化天然ガスを気化させることによって発生する天然ガスが消費者に供給できるようにする。また、貯蔵容器は、図5に図示された通り、加圧液化天然ガスの出入と再気化システムの気化ラインに連結されるためのノズルが設けられる。ここでノズルは、貯蔵容器が船舶に積載される姿勢と再気化システムに連結される姿勢によって様々な位置に様々な構造で設けられることができ、加圧液化天然ガスの貯蔵設備と再気化システムのコネクターに連結できるコネクターを有することができる。本発明による加圧液化天然ガスの分配方法は、消費先から空の貯蔵容器を回収する回収段階を更に含むことができる。回収段階は、陸上運搬手段や船舶を利用し、空の貯蔵容器を加圧液化天然ガスの生産システムが位置する場所に回収することで、物流費を節約し、従って天然ガスの供給単価を下げることに寄与することができる。図6に図示された通り、移送段階において多数の貯蔵容器を一つのパッケージにした容器アセンブリーを移送させることができる。ここで容器アセンブリーは、貯蔵容器の各々に加圧液化天然ガスの出入のために設けられたノズルを単一化させるために連結される統合ノズルを設けることができる。従って、容器アセンブリーによって貯蔵容器をひとくくりの単位に構成すると共に、統合ノズルにより単一容器のように用いることで、移送段階における積載、荷役段階における荷役、連結段階における再気化システムとの連結、そして、回収段階の回収において所要される時間と努力を減らすことができる。容器アセンブリーの場合、貯蔵容器が多数で構成されることによって発電所または工業団地などのように単一消費先として多くのの天然ガスを必要とする場所に荷役され、使用されることが効率的である。また、本発明による加圧液化天然ガスの分配方法によると、消費先に別途の貯蔵タンクが不要である長所がある。また、再気化システムのみ設ければ良く、船舶または船舶と併行した陸上運搬手段によって加圧液化天然ガスの生産システムが位置する場所から各個別消費先まで循環しながら貯蔵容器や容器アセンブリーを荷役し、空の貯蔵容器や容器アセンブリーを回収するビジネスができるようにする。特に、東南アジア等のように多数の中小型消費先が多数の島に分散している場合、各消費先に別途の貯蔵施設及びパイプラインのようなインフラ構築を最小化するビジネスができるようになる。図7は、本発明による液化天然ガスの貯蔵タンクを図示した斜視図である。図7に図示された通り、本発明による液化天然ガスの貯蔵タンクは、本体の内側に液化天然ガスを各々貯蔵するための多数の貯蔵容器が設置され、貯蔵容器の各々に連結されると共に船荷役バルブが設置される船荷役ラインを介して貯蔵容器に対する液化天然ガスの船荷役ができるようになる。本体は、内側に多数の貯蔵容器が配列されるように設置され、貯蔵容器が互いに間隔を維持しながら配列状態を維持するように貯蔵容器の間に設置されるスペーサーを含むことができる。また、本体は、温度の出入を遮断するための断熱層を有するか断熱のための二重構造で構成されることができ、本実施例のように六面体構造で構成されたり、その他の様々な構造で構成されることができる。さらに、本体は、地面から離隔されることによって地面の熱伝達を遮断すると共に、地面に安定的な姿勢で設置されるため底面に多数の支持台が設けられることができる。図8に図示された通り、本体は、、、でのような大、中、少の規格を有することにより貯蔵容器の収容個数と大きさを規格化することができるし、これに限らず様々な個数の貯蔵容器を収容することができ、様々な規格で製作されることができる。貯蔵容器は、液化天然ガスを各々貯蔵する後述の船荷役ラインと共に、13~25barの圧力と120~95°Cの温度に耐える構造または材質で構成することができる。従って、貯蔵容器と船荷役ラインは、これらの圧力及び温度条件に耐えるように断熱材が設置されると共に二重構造等を有することによって13~25barの圧力と120~95°Cの温度、一例として17barの圧力と115°Cの温度、を有する加圧液化天然ガスの貯蔵及び運搬ができるようになる。図9に図示された通り、船荷役ラインは、貯蔵容器の各々に連結され、本体の外側まで延長設置され、貯蔵容器に対する液化天然ガスの船荷役を開閉させるための船荷役バルブが設置される。従って、本体が消費先に設置された後、船荷役ラインが消費先の再気化システムや供給ライン等に連結すると、液化天然ガスまたは天然ガスの供給が直ちに可能となる。ここで船荷役バルブは、貯蔵容器の各々に対する液化天然ガスの船荷役を開閉させるように個別的に設置される第1個別バルブと、貯蔵容器の全部に対する液化天然ガスの船荷役を統合的に開閉させるために設置される第1統合バルブを含むことができ、船荷役バルブとして第1個別バルブを全て開放したら、各々の貯蔵容器が一つにパッケージ化され、一つのタンクとして使用することもできる。また、第1個別バルブのみを設置するか、第1統合バルブのみを設置して使用することもできる。本発明による液化天然ガスの貯蔵タンクは、貯蔵容器から自然的に発生する蒸発ガスの排出のために、貯蔵容器中の一部または全部に連結され、本体の外側まで延長設置されると共に貯蔵容器内に発生する蒸発ガスの排出を開閉させる蒸発ガスバルブが設置される蒸発ガスラインを更に含むことができる。ここで蒸発ガスラインは、13~25barの圧力と120~95°Cの温度に耐える構造または材質で構成されることができる。また、蒸発ガスバルブは、貯蔵容器の各々に対する蒸発ガスの排出を開閉させるために個別的に設置される第2個別バルブと、貯蔵容器全部に対する蒸発ガスの排出を統合的に開閉させるために設置される第2統合バルブを含むことができるが、蒸発ガスバルブとして第2個別バルブのみ設置されるか、第2統合バルブのみ設置されることもできる。ここでも上記で説明した通り、第2個別バルブを全て開放させれば、各々の貯蔵容器が一つにパッケージ化され、1個のタンクとして使用する効果をあげることができるはずである。また、第2個別バルブのみ設置するか、第2統合バルブのみ設置し使用することもできるはずである。本発明による液化天然ガスの貯蔵タンクは、貯蔵容器の各々または全部に対して内部圧力を測定し、感知信号として出力される圧力感知部と、圧力感知部から出力される感知信号を受信し、貯蔵容器の各々または全部に対する内部圧力をディスプレイ部を通して本体の外側にディスプレイする制御部を更に含むことができる。ここで圧力感知部は、貯蔵容器の各々または全部に対する内部圧力を測定するために、一例として船荷役ラインで貯蔵容器の前段に各々設置されるか、船荷役ラインで液化天然ガスの船荷役のために移動する統合された経路上に設置されることができる。また、制御部は、本体に設けられるか遠隔地で有無線通信ができるように設置された操作部から出力される操作信号に従って船荷役バルブと蒸発ガスバルブを各々制御することができる。図10に図示された通り、本発明による液化天然ガスの貯蔵タンクは、貯蔵容器から荷役される液化天然ガスの気化及び消費先で要求される発熱量の調節のために、貯蔵容器の一部または全部から荷役される液化天然ガスを気化させるために設置される加熱部と、加熱部を通過する天然ガスの発熱量を調節するために設置される発熱量調節部を含むことができる。ここで加熱部と発熱量調節部は、船荷役ラインで貯蔵容器の中で何れか一つまたは多数が統合されるライン上に設置されるか、貯蔵容器と船荷役ラインに連結され、バルブによって液化天然ガスを通過させる別途のラインに設置されることができる。加熱部は、液化天然ガスを空気との熱交換によって一次的に加熱させるために設置されるプレートフィンタイプの熱交換器と、熱交換器を通過することによって気化される液化天然ガスを二次的に加熱させるために設置される電気ヒーターを含むことができる。発熱量調節部が設置されるライン、例えば船荷役ラインには発熱量調節部をバイパスバルブによってバイパスするように連結されるバイパスラインを更に含むことができる。従って、天然ガスに対する発熱量の調節が必要な場合には、バイパスバルブの動作により天然ガスを発熱量調節部に供給させることで消費先から要求される発熱量を有した天然ガスを供給する。天然ガスに対する発熱量の調節が不要の場合は、バイパスバルブの動作により天然ガスがバイパスラインを介して発熱量調節部をバイパスさせることができる。ここでバイパスバルブは、3方向バルブで構成されたり、多数の両方向バルブで構成されたりすることができる。また、本発明による液化天然ガスの貯蔵タンクは、荷役される天然ガスを消費先で要求される温度にするために、荷役される天然ガスの温度を感知する温度感知部と、温度感知部の信号を受信し天然ガスが設定された温度範囲に到逹するように電気ヒーターを制御する制御部を更に含むことができる。制御部は、荷役される天然ガスの温度をディスプレイ部を通して本体の外側にディスプレイすることもできる。ここで温度感知部は、船荷役ラインの出口側に設置されることができる。また、制御部は、操作部の操作信号に従って上記のバイパスバルブを制御することができる。このように、本発明による液化天然ガスの貯蔵タンクは、機能によって貯蔵と蒸発ガス処理ができる貯蔵容器、また、貯蔵、蒸発ガスの処理だけではなく気化設備、発熱量の調節ができる貯蔵容器に分けられ、消費先の需要者の要求に合わせ、容易に液化天然ガスまたは天然ガスを運送することができるようになる。図11は、本発明の第1実施例による液化天然ガスの貯蔵容器を図示した断面図である。図11に図示された通り、本発明の第1実施例による液化天然ガスの貯蔵容器は、内側に貯蔵される液化天然ガスの低温に耐える金属で製作される内部シェルと、内部シェルの外側を囲み、内部圧力に耐えるための鋼素材で製作される外部シェルとの間に熱伝逹を減少させる断熱層部が設置されることができる。内部シェルは、内側に液化天然ガスが貯蔵されるための空間を形成し、液化天然ガスの低温に耐える金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼などの低温特性に優れた金属で構成され、本実施例でのようにチューブ形態で設けられたり、その他の多面体をはじめとする様々な形状を有することができる。外部シェルは、内部シェルとの間に空間を形成するように内部シェルの外側を囲み、内部圧力に耐えるための鋼素材で構成され、内部シェルに与えられる内部圧力を分担することによって内部シェル素材の使用量が節減され、製作費用が節減される。内部シェルは、後に説明する連結流路により内部シェルと断熱層部の圧力が同一又は近似するようになるので、加圧液化天然ガスの圧力は、外部シェルが支えるようになる。従って、内部シェルは、120~95°Cの温度に耐えるように製作されても、内部シェルと外部シェルによって上記の圧力と温度条件、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスの貯蔵が可能となり、外部シェルと断熱層部が組み立てられた状態で上記の圧力と温度条件を満たすように設計することもできる。一方、内部シェルは、外部シェルの厚さに比べて小さい厚さを有するように形成されることができ、これにより製作時に低温特性に優れた高価の金属使用を減らすことができる。断熱層部は、内部シェルと外部シェルの間の空間に設置され、熱伝逹を減少させる断熱材で構成される。また、断熱層部には、内部シェル内の圧力と同一の圧力が与えられるように構造または材質的な設計ができる。ここで内部シェル内の圧力と同一の圧力とは、厳密な程度まで同一であることの意味ではなく類似した程度も含む意味である。断熱層部と内部シェルの内部は、内部シェルの内側と外側間の圧力平衡のために、連結流路により互いに連結されることができる。このような連結流路により内部シェルの内と外の内側において圧力平衡となり、外部シェルが圧力の相当の部分を支持し、内部シェルの厚さを減らすことができるようになる。図12に図示された通り、連結流路は、内部シェルの出入口に設けられる連結部で断熱層部が接する側に形成されることができる。従って、内部シェル内の圧力が連結流路を介して断熱層部側に移動することで内部シェルの内側と外側との間に圧力が平衡となる。図13に図示された通り、低温特性に優れる金属で構成された内部シェルと、強度に優れる鋼素材で構成される外部シェルとの間に、熱伝逹を減少させると共に適正BORを維持するための厚さを有した断熱層部が設置されることによって、液化天然ガスだけでなく加圧液化天然ガスの貯蔵を可能とし、内部シェルの内側と外側間の圧力均衡によって内部シェルの厚さを減少させ、低温特性に優れた高価の金属使用を減らすことができる。また、内部シェルの耐圧による構造的欠陥の発生も防止することができ、耐久性に優れた貯蔵容器を提供することができる。一方、連結部は、内部シェルで液化天然ガスの供給及び排出のために形成された出入口に一体を成すように連結され、外部シェルの外側に突出するように設けられることで、バルブ等の外部部材の連結を可能とすることもできる。図14に図示された通り、本発明の第2実施例による液化天然ガスの貯蔵容器によると、外部シェルの外側に断熱のために外部断熱層を設置することができる。ここで外部断熱層は、外部シェルの外側を囲むように外部シェルに附着されるか、成形または製作された自分の形象によって外部シェルを囲む状態を維持するようにし、これにより外部との熱伝逹を遮断させる。従って、熱帯地方のような高温の環境で貯蔵容器に貯蔵された液化天然ガスや加圧液化天然ガスから発生するBOGを減少させるようになる。図15に図示された通り、本発明の第3実施例による液化天然ガスの貯蔵容器によると、外部シェルの外側にヒーティングのためにヒーティング部材を設置することができる。また、ヒーティング部材は、熱媒の循環供給によって外部シェルに熱を供給する熱媒循環ラインであったり、貯蔵容器に附着されるバッテリーやコンデンサーまたは外部の電源供給部から供給される電源により発熱するヒーターで構成されたりすることができ、曲げられる板状発熱体や本実施例でのように外部シェルの外側面に沿って巻かれる熱線で構成することができる。従って、極地方のような低温環境において貯蔵容器に貯蔵された液化天然ガスや加圧液化天然ガスが外部の冷気による影響を受けないようにすることで、外部シェルを一般の鋼板で製作できるようにし、製作費用が節減できる。図16は、本発明の第4実施例による液化天然ガスの貯蔵容器を図示した断面図である。図16に図示された通り、本発明の第4実施例による液化天然ガスの貯蔵容器は、内側に液化天然ガスが貯蔵される内部シェルと内部シェルの外側を囲む外部シェルとの間に内部シェルと外部シェルを支持する支持台と、熱伝逹を減少させる断熱層部が設置される。一方、内部シェルに対する液化天然ガスの供給及び排出のために、内部シェルの出入口には、連結部が一体に連結され、外部シェルの外側に突出されることができ、このような連結部にはバルブ等の外部部材を連結することができる。内部シェルは、内側に液化天然ガスを貯蔵するための空間を形成し、液化天然ガスの低温に耐える金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼等のような低温特性に優れた金属で構成されることができ、本実施例でのようにチューブ形態で設けられたり、その他の多面体をはじめとした様々な形状を有することができる。外部シェルは、内部シェルとの間に空間を形成するように内部シェルの外側を囲み、内部圧力に耐えるための鋼素材で構成されることができ、内部シェルに与えられる内部圧力を分担することで内部シェルの素材の使用量を節減し、製作費用が節減できる。内部シェルは、連結流路によって内部シェルと断熱層部の圧力が同一又は近似するようになるので、加圧液化天然ガスの圧力は外部シェルが支えるようになる。従って、内部シェルは、120~95°Cの温度に耐えるように製作されても、内部シェルと外部シェルによって上記の圧力と温度条件、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスの貯蔵ができるようになり、外部シェル、支持台及び断熱層部が組み立てられた状態で上記の圧力と温度条件を満たすように設計することもできる。支持台は、内部シェルと外部シェルを支持するように内部シェルと外部シェルの間の空間に設置されることによって内部シェルと外部シェルを構造的に補強するようになり、液化天然ガスの低温に耐えるための金属で製作されることができる。図17に図示された通り、内部シェルと外部シェルの側部の周りに沿って一つで設置されたり、本実施例でのように内部シェルと外部シェルの側部で上下に間隔を置きて多数で設置されることができる。図18に図示された通り、支持台は、内部シェルの外側面と外部シェルの内側面に各々支持される第1及び第2フランジと、第1及び第2フランジの間に設けられる第1ウェブを含むことができる。ここで第1及び第2フランジの各々は、リング形態で構成されたり、リング形態を多数で分割した曲率部材で構成されることができる。また、支持台は、フランジのような別途の部材を使用せず、内部シェルの外側面と外部シェルの内側面に溶接で固定支持されることもできる。この際、支持台を介して外部に熱が伝達されることを防ぐために支持台にガラス繊維を挿入することもできる。第1ウェブは、第1及び第2フランジに両端が各々固定される多数のグレーティングで構成されることができる。ここでグレーティングは、一部が第1及び第2フランジの間で圧縮力を主に受けるように固定され、残りがトラス構造を成すように固定されることができ、形態及び固定位置を変更ないし調節することができるが、これは第1ウェブが内外部シェルに溶接で固定支持される場合も同様である。外部シェルの内側面と第2フランジの間には、熱伝逹を遮断するための断熱部材が設置できる。ここで断熱部材は、ガラス繊維で構成されることができ、内部シェルの温度が支持台により外部シェルに伝達されることを防止する。また、支持台が溶接で固定支持される場合には、外部シェルと接触する支持台の末端部分にガラス繊維のような断熱部材を配置した後、溶接で固定したり、別途の断熱部材を支持台の外部と外部シェルの内側の間に配置し、内部シェルの温度が支持台によって外部シェルに伝達されることを防止することもできる。本発明による液化天然ガスの貯蔵容器は、内部シェルと外部シェルを支持するように内部シェルと外部シェルの間の下部空間に設置される下部支持台を更に含むことができる。ここで下部支持台は、内部シェルの外側面と外部シェルの内側面に各々支持される第3及び第4フランジと、第3及び第4フランジの間に設けられる第2ウェブを含むことができ、第2ウェブは、第3及び第4フランジに両端が各々固定される多数のグレーティングで構成されることができる。これらの構成要素に対しては、設置位置による具体的な形状のみ異なり、支持台と対比される構成要素は同一である。また、外部シェルの内側面と第4フランジの間に熱伝達を遮断するための断熱部材が設置されることができる。ここで断熱部材は、ガラス繊維で構成されることができる。断熱層部は、内部シェルと外部シェルの間の空間に設置され、熱伝逹を減少させる断熱材で構成される。また、断熱層部には、内部シェル内の圧力と同一の圧力が与えられるように設計できる。ここで内部シェル内の圧力と同一の圧力とは、厳密に同一である意味ではなく、類似した程度も含む意味である。また、断熱層部と内部シェルの内部は、内部シェルの内側と外側間の圧力平衡のために図12に図示された以前の実施例でのように連結流路によって互いに連結されることができ、このような連結流路に対しては以前の実施例で詳細に説明したので、その説明を省く。また、断熱層部は、支持台、特にグレーティング構造のウェブが通過できる粒子形態の断熱材で構成できる。従って、充填時に粒子形態の断熱層部が自由に混ざり切り、充填されることができるので、内部シェルと外部シェルの間の隙間が発生しなくなり、断熱性能が優れるようになり得る。また、グレーティング支持構造方式の支持台と下部支持台によって充填時に断熱層部の粒子流動が自由になり、断熱層部の不均質性が防止されることができる。図19に図示された通り、本発明の第5実施例による液化天然ガスの貯蔵容器は、横方向にも設置されることができ、この場合以前の実施例における下部支持台を省くことができる。図20は、本発明の第6実施例による液化天然ガスの貯蔵容器を図示した断面図である。図20に図示された通り、本発明の第6実施例による液化天然ガスの貯蔵容器は、内側に液化天然ガスが貯蔵される内部シェルと内部シェルの外側を囲む外部シェルの間に熱伝逹を減少させる断熱層部が設置され、内部シェルの外側面と外部シェルの内側面が金属芯によって連結される。一方、内部シェルに対する液化天然ガスの供給及び排出のために、内部シェルの出入口には連結部が一体になって連結され、外部シェルの外側に突出されることができ、このような連結部にはバルブ等の外部部材が連結されることができる。内部シェルは、内側に液化天然ガスが貯蔵されるための空間を形成し、液化天然ガスの低温に耐える金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼などの低温特性に優れた金属で構成されることができ、本実施例でのようにチューブ形態で設けられたり、その他の多面体をはじめとした様々な形状を有することができる。外部シェルは、内部シェルとの間に空間を形成するように内部シェルの外側を囲み、内部圧力に耐えるための鋼素材で構成されることができ、内部シェルに与えられる内部圧力を分担することによって内部シェルの素材を節減し、製作費用の節減ができる。内部シェルは、連結流路によって内部シェルと断熱層部の圧力が同一又は近似するようになるため、加圧液化天然ガスの圧力は外部シェルを支えることができるようになる。従って、内部シェルは、120~95°Cの温度に耐えるように製作されても、内部シェルと外部シェルによって上記の圧力と温度条件、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスの貯蔵ができるようになり、外部シェル、金属芯及び断熱層部が組み立てられた状態で上記の圧力と温度条件を満たせるように設計されることもできる。金属芯は、内部シェルの外側面と外部シェルの内側面に連結されることによって内部シェルと外部シェルが互いに支持されるようにし、内部シェルと外部シェルの側部の周りに沿って設置されることがで、本実施例でのように内部シェルと外部シェルの側部で上下に間隔を置いて多数で設置されることができる。また、金属芯は、鋼線等のようなワイヤーで構成されることができる。ここで金属芯は、例えば、内部シェルの外側面と外部シェルの内側面に多数で設けられるリング等に連結されたり、多数で設けられる支持点に締結または溶接されたり、その他様々な方式で内部シェルと外部シェルを連結することができる。図21に図示された通り、金属芯は、内部シェルのひとつの支持点が隣近した外部シェルの二つの支持点に連結されると共に、外部シェルの一つの支持点が隣近した内部シェルの二つの支持点に連結されることを繰り返して設置されることができ、内部シェルと外部シェルの間の周りに沿ってジグザグで配列されるように連結されることができ、及びでのように、連結回数ないし個数を異にすることができる。本発明による液化天然ガスの貯蔵容器は、内部シェルと外部シェルを支持するように内部シェルと外部シェルの間の下部空間に設置される下部支持台を更に含むことができる。ここで下部支持台は、内部シェルの外側面と外部シェルの内側面に各々支持されるフランジと、フランジの間に設けられるウェブを含むことができ、ウェブがフランジに両端が各々固定される多数のグレーティングで構成されることができ、これらの構成要素に対しては第5実施例による液化天然ガスの貯蔵容器の下部支持台と同様なので、その説明を省くことにする。断熱層部は、内部シェルと外部シェルの間の空間に設置され、熱伝逹を減少させる断熱材で構成される。また、断熱層部には、内部シェル内の圧力と同一圧力が与えられるように構造または材質的な設計ができる。ここで内部シェル内の圧力と同一圧力とは、厳密な意味の同一ではなく僅少な差がある場合も含む。また、断熱層部と内部シェルは、内部シェルの内側と外側間との圧力平衡のために、図12に図示された以前の実施例でのように連結流路によって互いに連結されることができ、このような連結流路については以前の実施例で詳細に説明したので、その説明を省くことにする。断熱層部は、金属芯を通過することができる粒子形態の断熱材で構成されることができる。従って、充填時に粒子形態の断熱層部が自由に混ざり切って充填されることができ、内部シェルと外部シェルの間の隙間が発生しないため、断熱層部の不均質性を防止し、優れた断熱性能を有するようになる。図22に図示された通り、本発明による液化天然ガスの貯蔵容器は、横方向にも設置できるが、この場合以前の実施例での下部支持台を省くことができる。図23は本発明の第8実施例による液化天然ガスの貯蔵容器を図示した構成図である。図23に図示された通り、本発明の第8実施例による液化天然ガスの貯蔵容器は、内側に液化天然ガスが貯蔵される内部シェルと内部シェルの外側を囲む外部シェルを含み、内部シェルの内部空間と内部シェルと外部シェルの間の空間がイコライジングラインによって互いに連結される。また、内部シェルと外部シェルとの間に断熱層部が設置できる。内部シェルは、内側に液化天然ガスが貯蔵されるための空間を形成し、液化天然ガスの低温に耐える金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼などの低温特性に優れた金属で構成され、本実施例でのようにチューブ形態で設けられたり、その他の多面体をはじめとする様々な形状を有することができる。内部シェルは、連結流路により内部シェルと断熱層部の圧力が同一又は近似するようになるので、加圧液化天然ガスの圧力は外部シェルが支えるようになる。従って、内部シェルは120~95°Cの温度に耐えるように製作されても、内部シェルと外部シェルによって上記の圧力と温度条件、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスの貯蔵ができるようになり、外部シェルと断熱層部が組み立てられた状態で上記の圧力と温度条件を満たすように設計されることもできる。内部シェルの内部空間の上部には、第1排気ラインが連結され、外部に延長され、第1排気ラインにガスの流れを開閉させるための第1排気バルブが設置される。従って、第1排気ラインが第1排気バルブの開放によって内部シェルの内部空間から外部にガスが排出できるようになる。また、内部シェルの内部空間の上段と下段に第1及び第2連結部が各々連結され、外部シェルを通過し、外部に突出される。従って、第1連結部に連結される船積ラインを介して内部シェルの内側に液化天然ガスが船積できるようになり、第2連結部に連結される荷役ラインを介して内部シェルの内側の液化天然ガスを荷役することができるようになる。更に、船積ラインと荷役ラインにはバルブが各々設置できる。外部シェルは、内部シェルとの間に空間を形成するように内部シェルの外側を囲み、内部圧力に耐えるための鋼素材で構成され、内部シェルに与えられる内部圧力を分担することにより、内部シェルの素材を減らし製作費用の節減ができるようになる。一方、内部シェルは、外部シェルの厚さに比べて薄く形成されることができ、これにより貯蔵容器の製作時に低温の特性に優れた高価の金属の使用を減らすことができる。断熱層部は、内部シェルと外部シェルの間の空間に設置され、熱伝逹を減少させる断熱材で構成される。また、断熱層部には、内部シェル内の圧力と同一の圧力が与えられるように構造または材質的な設計ができる。イコライジングラインは、内部シェルの内部空間と内部シェルと外部シェルの間の空間を互いに連結させることにより内部シェルの内側空間と外側空間を連結させ、これにより内部シェルの内部圧力と、内部シェルと外部シェルとの間の圧力の差を最小化し、これらの圧力が互いに平衡を成すことができるようにする。従って、内部シェルの内側と外側間の圧力の差が最小化されることによって内部シェルが負担する圧力を減少させ、これにより内部シェルの厚さを減らせるようにし、低温特性に優れた高価の金属使用を減らすことができ、内部シェルの耐圧による構造的欠陥の発生を防止し、耐久性に優れた貯蔵容器を提供する。内部シェルと外部シェルを支持するように内部シェルと外部シェルの間の空間に支持台が設置されることができる。支持台は、内部シェルと外部シェルを構造的に補強するようになり、液化天然ガスの低温に耐えるための金属で製作されることができ、内部シェルと外部シェルの側部の周りに沿って単一で設置されたり、本実施例でのように内部シェルと外部シェルの側部で上下に間隔を置き、多数で設置されることができる。また、内部シェルと外部シェルを支持するように内部シェルと外部シェルの間の下部空間に下部支持台の設置ができる。支持台と下部支持台は、図18に図示された支持台と同様に内部シェルと外部シェルの内側面に各々支持されるフランジとこれらのフランジの間に設けられるウェブを含むことができる。ウェブがフランジの各々に両端が固定される多数のグレーティングで構成されることができ、外部シェルとフランジの間に熱伝逹を遮断するようにガラス繊維等のような断熱部材が設置できる。また、支持台は、図20に図示された金属芯と同様に内部シェルの外側面と外部シェルの内側面に連結されることによって内部シェルと外部シェルを互いに支持させることができる。図24に図示された通り、本発明の第9実施例による液化天然ガスの貯蔵容器によると、イコライジングラインに流体、例えば、天然ガスや蒸発ガスの流れを開閉させるための開閉バルブが設置できる。従って、貯蔵容器の位置や姿勢変更等のような場合、イコライジングラインを介した流体の移動を開閉バルブにより遮断することができる。図25に図示された通り、本発明の第10実施例の液化天然ガスの貯蔵容器によると、イコライジングラインに第2排気バルブが設置される第2排気ラインが連結されることができる。これで第2排気バルブの開放によりイコライジングラインと第2排気ラインを介して内部シェルの内部のガスを外部に排出させることができる。従って、内部シェルに排気ラインを連結させるための複雑な工程が避けられ、構造的安定性を維持すると共に容易に排気ラインを設置することができる。図26は、本発明の第11実施例による液化天然ガスの貯蔵容器を図示した断面図である。図26に図示された通り、本発明の第11実施例による液化天然ガスの貯蔵容器は、液化天然ガスの低温に耐えるための金属で構成される内部シェルと内部シェルの外側を囲む外部シェルとの間に熱伝逹を減少させるための断熱層部が設置される。内部シェルと外部シェルに連結部が設けられ、連結部は内部シェルから外側に延長される注入部の末端にバルブに接した状態でフランジ連結されるための第1フランジが設けられる。外部シェルから注入部を囲むように延長される延長部の末端にバルブにフランジ連結されるための第2フランジが形成される。内部シェルは、内側に液化天然ガスが貯蔵されるための空間を形成し、液化天然ガスの低温に耐える金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼等のような低温特性に優れた金属で構成され、本実施例でのようにチューブ形態で設けられたり、その他の多面体をはじめとする様々な形状を有することができる。外部シェルは、内部シェルとの間に空間を形成するように内部シェルの外側を囲み、内部圧力に耐えるための鋼素材で構成されることができ、内部シェルに与えられる内部圧力を分担することで内部シェルの素材を節減し製作費用が節減できるようになる。内部シェルは、連結流路によって内部シェルと断熱層部の圧力が同一又は近似するようになるので、加圧液化天然ガスの圧力は外部シェルが支えるようになる。従って、内部シェルは、120~95°Cの温度に耐えるように製作されても、内部シェルと外部シェルによって上記の圧力と温度条件、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスの貯蔵ができるようになり、外部シェルと断熱層部が組み立てられた状態で上記の圧力と温度条件を満たすように設計することもできる。一方、内部シェルは、外部シェルの厚さに比べて薄く形成されることができ、これで製作時に低温特性の優れた高価の金属使用を減らすことができる。断熱層部は、内部シェルと外部シェルとの間の空間に設置され、熱伝逹を減少させる断熱材で構成される。また、断熱層部には、内部シェル内の圧力と同一の圧力が与えられるように構造または材質的な設計ができる。ここで内部シェル内の圧力と同一の圧力とは、厳密な意味の同一ではなくある程度近似した圧力も該当される意味である。断熱層部と内部シェルの内部は、内部シェルの内側と外側間の圧力平衡のために連結流路によって互いに連結されることができる。ここで連結流路は、ホール、パイプ等のように流路が提供できる様々な実施形態を含むことができ、一例として連結部の注入部に形成されるホールで構成できる。従って、内部シェル内の圧力が連結流路を介して断熱層部側に移動することで、内部シェルの耐圧と断熱層部の耐圧が平衡を維持するようになる。連結部は、第1フランジがバルブに直接接触し、ボルトとナットによりフランジ連結され、注入部とバルブの流路を連結させる。注入部と第1フランジが液化天然ガスに直接接するので、内部シェルと同一の材質、例えば、低温特性に優れた金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼などで構成されることができる。また、連結部は、本実施例でのように延長部が注入部の外部を間隔を置いて囲み、第2フランジが第1フランジを間隔に置いて、バルブにボルト及びナットでフランジ連結されることができ、延長部と第2フランジが鋼の素材で構成されることができる。図27に図示された通り、連結部は、第1フランジが注入部にネジで結合され注入部と一体を成すようにする。図28に図示された通り、連結部は、第1フランジが注入部にボルトやスクリュー等の締結部材で固定することができる。ここで締結部材は、第1フランジを貫いて注入部の末端に形成される結合部に円周方向に沿って多数で締結されることができる。締結部材としてボルトを用いる場合には、図28のように結合部と第1フランジに雌ネジを加工し、別途の雄ネジが加工されたボルトで第1フランジと注入部を締結し、この際雄ネジを有するボルトの頭は周りの部材との干渉を避けるために、第1フランジにボルトの頭部を収容することができるようにボルトの頭の模様の形態を加工することができる。但し、第1フランジの外部にボルトの頭が出るように構成するなら、図28のようにボルトの頭と周りの部材との間の干渉を避けるためにバルブ側にボルトの頭部を収容することができるようにボルトの頭の模様の形態を加工し、第1フランジと締結しなければならないはずである。図29に図示された通り、連結部は、第2フランジが第1フランジの端に位置し、バルブに接した状態でボルトとナットによってフランジ連結されることができる。この際、第1フランジはバルブにボルトとしてのみ互いに結合されることができる。図30は、本発明の第12実施例による液化天然ガスの貯蔵容器を図示した要部拡大図である。図30に図示された通り、本発明の第12実施例による液化天然ガスの貯蔵容器は、内側に液化天然ガスが貯蔵される内部シェルと内部シェルの外側を囲む外部シェルを含み、外部注入部に連結され、断熱層部に突出される連結部と内部シェルの間に熱収縮を緩衝させるように緩衝部が設けられ、ひいては、内部シェルと外部シェルとの間の空間に断熱層部が設置できる。内部シェルは、内側に液化天然ガスが貯蔵されるための空間を形成し、液化天然ガスの低温に耐える金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼などのような低温特性に優れた金属で構成され、本実施例でのようにチューブ形態で設けられたり、その他の多面体をはじめとした様々な形状を有することができる。外部シェルは、内部シェルとの間に空間を形成するように内部シェルの外側を囲み、内部圧力に耐えるための鋼素材で構成され、内部シェルに与えられる内部圧力を分担することで内部シェルの素材を減らし、製作費用を節減する。内部シェルは、連結流路によって内部シェルと断熱層部の圧力が同一又は近似するようになるので、加圧液化天然ガスの圧力は外部シェルが支えるようになる。従って、内部シェルは、120~95°Cの温度に耐えるように製作されても、内部シェルと外部シェルにより上記の圧力と温度条件、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスの貯蔵ができるようにし、外部シェルと断熱層部が組み立てられた状態で上記の圧力と温度条件を満たすように設計されることもできる。一方、内部シェルは、外部シェルの厚さに比べて薄く形成されることができ、これにより貯蔵容器の製作時に低温特性に優れた高価の金属使用を減らすことができる。断熱層部は、内部シェルと外部シェルの間の空間に設置され、熱伝逹を減少させる断熱材で構成される。また、断熱層部には、内部シェル内の圧力と同一の圧力が与えられるようにする構造または材質的な設計ができる。連結部は、内部シェルから突出されるように設けられ、内部シェルで液化天然ガスが注入されるように形成される注入口側に連結され、外側に突出される。内部シェルに液化天然ガスを注入するための外部注入部に連結されることができ、緩衝部を媒介に内部シェルに連結されることができる。この際外部シェルは、連結部を囲むように一側に延長部が設けられ、一例として延長部の末端が連結部とともに外部注入部に連結されることができる。緩衝部は、内部シェルと連結部の間に熱収縮を緩衝するために設けられ、内部シェルで発生する熱による収縮を緩衝し、連結部に荷重が集中することを防止する。また、緩衝部は、本実施例でのように内部シェルの注入口と連結部に両端がフランジジョイント等で連結されるようにジョイント部を形成する配管形態で構成されることができる。また、緩衝部は、内部シェルと連結部の間に一体を成すように形成されることができる。図31に図示された通り、緩衝部は、ループを有することができ、本実施例でのようにループが一つで構成されると共にその平面形状が多角形、例えば、四角形で設けられることができる。図32のの通り、緩衝部は、一つのループで構成され、その平面形象が円形であることができる。図32のに図示された通り、緩衝部は、多数のループで構成されるコイル形態を有することができ、このようなコイルは、中心部から両端に行くほど幅が減少する菱形の形態を有することができる。従って、ループによって内部シェルの熱収縮による衝撃を緩和させる。図33は、本発明による加圧液化天然ガスの生産システムの液化設備を図示した構成図である。本発明による加圧液化天然ガス生産システムの液化設備は、脱水設備を経た天然ガスの供給ラインから多数で分岐する第1分岐ラインに熱交換器が各々設置され、熱交換器が冷媒供給部から供給される冷媒を利用し、第1分岐ラインを介して供給される脱水設備を経た天然ガスを冷却させ、再生部によって熱交換器の各々に凝結された二酸化炭素を除去するために再生流体が天然ガスの代わりに供給される。本発明による加圧液化天然ガス生産システムの液化設備は、液化天然ガスだけではなく一定の圧力で加圧された加圧液化天然ガス、例えば、13~25barの圧力で120~95°Cに冷却された加圧液化天然ガスの生産にも用いることができる。冷媒供給部は、天然ガスとの熱交換のための冷媒を熱交換器に供給することにより熱交換器で天然ガスを液化する。熱交換器は、脱水設備を経た天然ガスの供給ラインから多数に分岐する第1分岐ラインに各々設置されることにより多数個が互いに並列に連結され、供給ラインから供給される天然ガスを冷媒供給部から供給される冷媒との熱交換によって冷却させ、全体容量が液化天然ガス生産量を超えるようにすることで液化天然ガスの生産時に一つまたは多数が待機状態を維持させることができる。熱交換器の数及び容量は、全体プラントの液化天然ガス生産量を考慮して定められ、例えば、液化天然ガスの総生産量の20を担当することができる熱交換器の場合、10台を備えて、そのうち5台を稼動させ、残りは待機状態を維持させることができる。このような構成は、二酸化炭素が凍結された熱交換器に対して稼動を中断させ、凍結された二酸化炭素を除去する間にも待機状態中の熱交換器を稼動させることができるので、全体プラントの液化天然ガスの総生産量を一定にするように維持することができるようになる。再生部は、熱交換器の各々に天然ガスの代わりに凝結された二酸化炭素を除去する再生流体を選択的に供給する。また、再生部は、再生流体を供給する再生流体供給部と、再生流体供給部から第1分岐ラインの各々から熱交換器の前段と後段に各々連結される再生流体ラインと、第1分岐ラインの各々から再生流体ラインが連結される部位の前段と後段に各々設置される第1バルブと、再生流体ラインで熱交換器の各々の前段と後段に設置される第2バルブを含むことができる。ここで再生流体供給部は、再生流体として、一例として高温のエアを用いることができ、このような高温のエアを圧力やポンプ力を利用して熱交換器側に供給し、凝結された二酸化炭素を液体または気体状態に相変化させ除去することができる。本発明による加圧液化天然ガス生産システムの液化設備は、熱交換器の各々に対する二酸化炭素の凍結有無の確認と熱交換器の各々に対する再生流体の供給制御のために、熱交換器の各々に対する二酸化炭素の凍結を確認するために設置される感知部と、感知部の各々から出力される感知信号を受信すると共に第1及び第2バルブと再生流体供給部を制御する制御部を更に含むことができる。制御部は、感知部から出力される感知信号により二酸化炭素の凍結が発生した熱交換器を確認し、この熱交換器に再生流体を供給するために、まず第1バルブを遮断して熱交換器への天然ガス供給を遮断し、再生流体供給部の駆動と第2バルブの開放によって再生流体が熱交換器に供給されるようにし、再生流体によって熱交換器に凍結された二酸化炭素を液化または気化させ、除去させる。一方、制御部は、熱交換器に再生流体をタイマーでカウントし、設定時間が終わるまで供給することができる。感知部は、本実施例でのように第1分岐ラインの各々から熱交換器の後段に設置され、通過する液化天然ガスの流量を測定する流量計で構成されることができる。従って、流量計である感知部が測定した流量値が設定値以下の場合には、該当する熱交換器に二酸化炭素の凍結が発生したと判断することができる。また、感知部は、流量計以外にも第1分岐ラインの各々に設置され、熱交換器の前後段のガスに含まれている二酸化炭素の含有量を測定する二酸化炭素測定機で構成されることができ、熱交換器の前後段で測定されたガスに含まれている二酸化炭素量の差が設定量以上の場合、熱交換器に二酸化炭素の凍結が発生したと判断することができる。本発明による加圧液化天然ガス生産システムの液化設備は、二酸化炭素の凍結が発生した熱交換器の動作を中止させるために、冷媒供給部から熱交換器に冷媒を供給する冷媒ラインで熱交換器の各々の前段と後段に設置される第3バルブを更に含む。ここで第3バルブは、制御部により各々制御されることができ、例えば、制御部が感知部を介して二酸化炭素が凍結された熱交換器の前段と後段に位置する第3バルブを遮断させることによって二酸化炭素が凍結された熱交換器の動作を停止させるようにする。図34及び図35は、本発明による貯蔵タンク運搬装置を有する浮遊式構造物を図示した側面図及び正面図である。図34及び図35に図示された通り、本発明による貯蔵タンクの運搬装置を有する浮遊式構造物は、浮力によって海上に浮遊するように設置される浮遊構造物上に貯蔵タンクの運搬装置が設置される。ここで浮遊構造物は、バージ形で構成された構造物又は自己推進力を利用し航海できる船舶であり得る。本発明による貯蔵タンクの運搬装置は、昇降部によって昇降される積載台上に貯蔵タンクの移動方向に沿ってレールが設けられ、貯蔵タンクが積載される移送台車がレールに沿って移動できるように設置される。このように、クレーン等を利用し、貯蔵タンクを運搬することより貯蔵タンクに与えられる衝撃を減らすことができ、また複数の貯蔵タンクを連結して大量の貨物を遠距離まで運送することができ、費用面で他の運送手段に比べてより効率的である。また、これは、貯蔵タンクを持ち上げて移動する方法ではないので、比較的重い貯蔵タンクの移動により効果的なはずである。本発明による貯蔵タンクの運搬装置は、本実施例でのように浮遊構造物に設置されることを示したが、これに限らず地面に固定されたり、他の様々な運送装置にも設置されることができる。貯蔵タンクには、液化天然ガスまたは一定の圧力で加圧された液化天然ガスが貯蔵されることができ、この他にも様々な貨物が貯蔵されることができる。一方、加圧された液化天然ガスは、13~25barの圧力と120~95°Cの温度に液化された天然ガスであることができ、このような加圧液化天然ガスの貯蔵のために貯蔵タンクは低温と圧力に充分耐えるための材質及び構造で構成されることができる。また、貯蔵タンクは、液化天然ガスまたは一定の圧力で加圧された液化天然ガスを貯蔵できるように二重構造で製作し、上記で説明した通り二重構造の内部圧力と貯蔵タンクの内部圧力が平衡を成すように貯蔵タンクの二重構造と貯蔵タンクの内部の間には連結流路を設けることもできる。図36に図示された通り、昇降部は、積載台を上下に昇降させ、一例として積載台を浮遊構造物から内壁の上面まで昇降させることができる。ここで積載台は、片側または両側に下段のヒンジ結合部を中心に下方に回転して開放されることで移送台車の移動路を提供する移動足場が設置されることができる。移動足場は、上側に畳まれた場合には、移送台車の動きを制限する役割をし、昇降部によって積載台が内壁の高さと同一の高さに上昇時に内壁と積載台間の連結を促すことで移送台車を安全に陸上に移動させる役割をする。また、移動足場は、下方に広げられた時に上側に向かう面にレールと連結される補助レールが設置できる。また、昇降部は、積載台の昇降のために様々な構造物とアクチュエーターを用いることができ、例えば、積載台の下部に上下伸縮ができるようにスライディング結合される多数の結合部材または積載台の下部に互いにリンクで連結されることによって、回動方向に従って上下に伸縮される多数のリンク部材等によって積載台が上下に移動できるように設置されるようにすることができるし、直線運動のための駆動力を提供するモーターや油圧によって動作するシリンダーなどのアクチュエーターを用いて積載台を昇降させることができる。レールは、積載台上に貯蔵タンクの移動方向に沿って設置され、一対で構成され内壁上に位する列車のレールと同一の幅を有するように平行に配列されることができる。従って、昇降部によって内壁の上面まで上昇された移送台車がレールに沿って移動し、内壁上のレールに移動すると、列車等の陸上運送装置によって遠距離移動ができるようになる。移送台車は、レールに沿って移動できる多数のホイールが下部に設けられ、上部には貯蔵タンクが積載され、他の移送台車の連結のために片側または両側に連結部が設けられることができる。また、移送台車は、貯蔵タンクが装着されることによって貯蔵タンクを腐食及び外部の衝撃から保護するための鋼素材のタンク保護台が上面に設置されることができる。移送台車は、例えばケーブルを介してウインチに連結されウインチの駆動によりレールに沿って移動することができ、これに限らずホイール中の一部または全部に回転力を伝達する移送駆動部によって自力でレールに沿って走行することができる。図37は、本発明による加圧液化天然ガス貯蔵容器の高圧維持システムを図示した構成図である。図37に図示された通り、本発明による加圧液化天然ガス貯蔵容器の高圧維持システムは、貯蔵容器から消費先の貯蔵タンクに連結され、加圧液化天然ガスの荷役ができるようにする荷役ラインを含み、荷役ラインを介して荷役される加圧液化天然ガスの一部を貯蔵容器に気化させて供給し、このために圧力補充ライン及び蒸発機を更に含むことができる。荷役ラインは、貯蔵容器から消費先の貯蔵タンクに連結され、加圧液化天然ガスの荷役ができるようにし、貯蔵容器に貯蔵された加圧液化天然ガスの圧力だけで加圧液化天然ガスが貯蔵タンクに荷役させることができる。これは、荷役ラインを貯蔵タンクの上部から下部まで延長されるように設置することにより貯蔵容器に貯蔵された加圧液化天然ガスの圧力だけで加圧液化天然ガスを貯蔵タンクに荷役させることができるようになるし、また、蒸発ガスの発生も最小化することができるようになる。もし、荷役時に発生する蒸発ガスの量をより減らすために、荷役ラインを貯蔵タンクの下部に連結したら、加圧液化天然ガスが貯蔵タンクの下部から積載されるので、蒸発ガスの発生量を更に減らすことができるが、貯蔵容器に貯蔵された加圧液化天然ガスの圧力だけで加圧液化天然ガスを貯蔵タンクに安定的に荷役させるためには圧力が足りなくなる場合もあり得るため、荷役ラインにポンプを更に設置しなければならないことである。圧力補充ラインは、荷役ラインから分岐され、貯蔵容器に連結され、蒸発機が設置される。また、圧力補充ラインは、貯蔵容器の上部に連結されることができる。これで圧力補充ラインを介して貯蔵容器に供給される天然ガスが貯蔵容器内の加圧液化天然ガスと接触して液化されることを最小化し、貯蔵容器の圧力減少を緩和させる。蒸発機は、圧力補充ラインを介して供給される加圧液化天然ガスを気化させ、貯蔵容器に供給する。従って、圧力補充ラインを介して蒸発機により気化された天然ガスが貯蔵容器に供給されることで、加圧液化天然ガスの初期荷役時に減少される貯蔵容器内の圧力が上昇するようになり、これにより貯蔵容器内の圧力は液化天然ガスのバブルポイント圧力以上に維持するようになる。本発明による加圧液化天然ガス貯蔵容器の高圧維持システムは、消費先の貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを液化天然ガスとして回収するために蒸発ガスラインと、圧縮機を更に含むことができる。ここで蒸発ガスラインは、貯蔵タンクから発生する蒸発ガスを貯蔵容器に供給されるように設置され、貯蔵容器の下部に連結されることで温度変化を最小化し、液化天然ガスの回収率を高めるようにする。また、圧縮機は、蒸発ガスラインに設置され、蒸発ガスラインに沿って供給される蒸発ガスを圧縮し、貯蔵容器に貯蔵する。従って、加圧液化天然ガスの荷役の間に貯蔵タンクで発生する蒸発ガスを蒸発ガスラインを経て圧縮機を介して加圧した後、貯蔵容器の下部に注入して凝縮させることで加圧液化天然ガスの運送効率を向上させることができる。また、本発明による加圧液化天然ガス貯蔵容器の高圧維持システムによると、蒸発機と圧縮機は、相互補完ができて、貯蔵タンクで発生する蒸発ガスの量が貯蔵容器の圧力を維持するのに不十分であれば、蒸発機の負荷は増加し、蒸発ガスが十分であれば、蒸発機の負荷は減少するようになる。図38は、本発明の第13実施例による加圧液化天然ガス生産システムの熱交換器分離型液化設備を図示した構成図である。図38に図示された通り、本発明の第13実施例による加圧液化天然ガス生産システムの熱交換器分離型液化設備は、天然ガスがステンレススチール材質で構成される液化用熱交換器によって冷媒と熱交換されることで液化させ、アルミニウム材質で構成される冷媒用熱交換器によって冷媒を冷却させ、液化用熱交換器に供給する。液化用熱交換器は、液化ラインを介して天然ガスの供給を受け、冷媒との熱交換によって液化させ、このために液化ラインが第1流路に連結されると共に冷媒循環ラインが第2流路に連結されることによって第1及び第2流路を各々通過する天然ガスと冷媒が互いに熱交換されるようにする。全部分がステンレススチール材質で構成できるが、これに限らず第1流路のように液化された天然ガスが接触されたり、極低温に耐えなければならない必要のある部品や部分に対して部分的にステンレススチール材質で構成できる。ここで液化ラインは、第1流路の後段に開閉バルブが設置される。冷媒用熱交換器は、本実施例でのように多数、例えば、第1及び第2冷媒用熱交換器で構成されることができ、これに限らず単一で構成されることができる。全部分がアルミニウム材質で構成されたり、冷媒の接触とこれにより熱伝逹が必要な部品や部分に対しては部分的にアルミニウム材質で構成できる。また、冷媒用熱交換器は、冷媒冷却部に含まれることができる。冷媒冷却部は、液化用熱交換器に冷媒を第1及び第2冷媒用熱交換器によって冷却させて供給する。このため、一例として液化用熱交換器から排出される冷媒を圧縮機及び後冷却器によって圧縮及び冷却させ、後冷却器を通過した冷媒を分離機によって気相冷媒と液相冷媒に分離し、気相冷媒を気相ラインによって第1冷媒用熱交換器の第1流路と第2冷媒用熱交換器の第1流路に供給し、液相冷媒を液相ラインによって第1冷媒用熱交換器の第2流路を経て連結ラインに沿って第1JTバルブによって低圧に膨張させ、第1冷媒用熱交換器の第3流路を経て圧縮機に供給され、圧縮及びその後の過程を繰り返すようになる。また、冷媒冷却部は、第2冷媒用熱交換器の第1流路を通過した高圧の冷媒を第2JTバルブによって低圧に膨張させ、液化用熱交換器に供給させると共に冷媒供給ラインを介して第3JTバルブによって低圧に膨張させ、第2冷媒用熱交換器の第2流路と第1冷媒用熱交換器の第3流路を経て圧縮機に供給させる。後冷却器は、圧縮機によって圧縮された冷媒の圧縮熱を除去すると共に冷媒の一部を液化させる。また、第1冷媒用熱交換器は、第1及び第2流路を介して供給される膨張前の高温冷媒を第3流路に供給される膨張後の低温冷媒との熱交換によって冷却させる。また、第2冷媒用熱交換器は、第1流路を介して供給される膨張前の高温冷媒を第2流路に供給される膨張後の低温冷媒との熱交換によって冷却させる。また、液化用熱交換器は、第1及び第2熱交換器と第2JTバルブを経て膨張された低温冷媒が供給されることによって天然ガスを冷却させ液化する。図39は、本発明の第14実施例による加圧液化天然ガス生産システムの熱交換器分離型液化設備を図示した構成図である。図39に図示された通り、本発明の第14実施例による加圧液化天然ガス生産システムの熱交換器分離型液化設備は、第13実施例による加圧液化天然ガス生産システムの熱交換器分離型液化設備と同様に天然ガスの供給を受け、冷媒との熱交換によって液化させると共に、ステンレススチール材質で構成される液化用熱交換器と、液化用熱交換器に冷媒をアルミニウム材質で構成される冷媒用熱交換器によって冷却させて供給する冷媒冷却部を含む。第13実施例による加圧液化天然ガス生産システムの熱交換器分離型液化設備と同一の構成や部分に対しては説明を省き、その差について説明する。冷媒冷却部は、液化用熱交換器から排出される冷媒を圧縮機及び後冷却器により圧縮及び冷却させ、冷媒用熱交換器の第1流路に供給し、冷媒用熱交換器の第1流路を通過した冷媒を膨張機によって膨張させ、流量配分バルブの操作によって液化用熱交換器に供給するか、冷媒用熱交換器の第2流路を経て圧縮機に供給する。ここで流量配分バルブは、本実施例でのように3方向バルブで構成されることができ、その他多数の両方向バルブで構成されることができる。冷媒用熱交換器は、第1流路を介して供給される膨張前の高温冷媒が第2流路を介して供給される膨張後の低温冷媒との熱交換によって冷却させる。また、流量配分バルブの操作によって低温の冷媒を冷媒用熱交換器と液化用熱交換器に分配するようになり、液化用熱交換器は、冷媒用熱交換器と膨張機を経た低温冷媒によって天然ガスを冷却させ液化する。図40及び図41は、本発明による液化天然ガス貯蔵容器の運搬船を図示した正断面図及び側断面図である。図40及び図41に図示された通り、本発明による液化天然ガス貯蔵容器の運搬船は、液化天然ガスが貯蔵された貯蔵容器を運搬するための船舶である。船体に設けられる船倉の上部に横方向と縦方向に多数で設置されることによって、船倉の上部を多数の開口に区画する第1及び第2上部支持台を含み、開口ごとに挿入される貯蔵容器を第1及び第2上部支持台によって支持されるようにする。一方、貯蔵容器は、一般的な液化天然ガスは勿論、一定の圧力で加圧された液化天然ガス、例えば、13~25barの圧力と120~95°Cの温度を有する加圧液化天然ガスが貯蔵されることができ、このために二重構造または断熱部材などが設置されることができ、チューブ形態またはシリンダー形態で構成できるし、その他の様々な形態を有することができる。船倉は、船体に上部が開放されるように設けられることができ、この場合に船体は、コンテナ船の船体が活用されることができる。従って、液化天然ガス貯蔵容器の運搬船の製作に所要される時間と費用を減らすことができる。図42に図示された通り、第1及び第2上部支持台は、船倉の上部に横方向と縦方向に多数で設置されることで船倉の上部を多数の開口に区画し、開口ごとに貯蔵容器が垂直になるように挿入され、支持される。即ち、第1上部支持台は、船倉の上部に船体の幅方向に設置され、船体の縦方向に沿って間隔を置いて多数で設置される。また、第2上部支持台は、船倉の上部に船体の縦方向に設置されるが、船体の横方向に沿って間隔を置き、多数で設置される。従って、第1及び第2上部支持台は、船倉の上部に横方向と縦方向に多数の開口が形成されるようにし、船倉の上段に溶接によって固定されるか、ボルトなどの締結部材で固定されることができる。また、第1及び第2上部支持台と船倉の内側面の中で一部または全部に貯蔵容器の側部を支持するための支持ブロックが多数で設置できる。支持ブロックは、貯蔵容器の前後及び左右を各々支持するように設けられることができ、貯蔵容器を安定的に支持するために貯蔵容器の外側面曲率に相応する曲率を有する支持面が形成されることができる。下部支持台は、船倉の下部に設置され、開口に挿入された貯蔵容器の下部を支持し、船倉の底面に上方に向かって垂直になるように多数で設置され、各々の間に間隔維持のための補強部材がより設置されることができる。一方、下部支持台及び補強部材は、貯蔵容器ごとに一組に構成されることができ、船倉の底面に縦方向と横方向に多数で設置されることで多数の貯蔵容器の下部を支持することができる。本発明による液化天然ガス貯蔵容器の運搬船は、貯蔵容器の支持のためにコンテナ船の場合に柱、ラッシングブリッジ等をそのまま利用することができ、この際に第1及び第2上部支持台を柱及びラッシングブリッジに固定支持させて用いることもできる。これにより従来のコンテナ船を少ない変更だけでも貯蔵容器の運搬ができるように改造することができ、貯蔵容器と共にコンテナボックスを運送するようにデッキ上にコンテナ積載部を更に設けることもできるはずである。図43は、本発明による加圧液化天然ガス生産システムの二酸化炭素除去設備を図示した構成図である。図43に図示された通り、本発明による加圧液化天然ガス生産システムの二酸化炭素除去設備は、高圧天然ガスを低圧に減圧させる膨張バルブと、膨張バルブの後段に設置されると共に液化された天然ガスの内部に存在する凍結固形化された二酸化炭素をフィルタリングする固形化二酸化炭素フィルターと、膨張バルブ及び固形化二酸化炭素フィルターの固形化された二酸化炭素を気化させる加熱部を含み、固形化二酸化炭素フィルターによって液化された天然ガスから固形化された二酸化炭素をフィルタリングし、膨張バルブと固形化二酸化炭素フィルターに天然ガスの供給を中断した状態で加熱部から熱を供給し、固形化された二酸化炭素を再生し、除去させることができる。膨張バルブは、高圧天然ガスが供給される供給ラインに設置され、供給ラインを介して供給される高圧天然ガスを低圧に減圧させ液化させる。固形化二酸化炭素フィルターは、供給ラインで膨張バルブの後段に設置され、膨張バルブから供給される液化天然ガスから凍結固形化された二酸化炭素をフィルタリングし、そのため二酸化炭素固形物をフィルタリングするためのフィルター部材が内側に設置される。また、膨張バルブと固形化二酸化炭素フィルターは、第1及び第2開閉バルブによって高圧天然ガスの供給と低圧液化天然ガスの排出が開閉される。そのため第1及び第2開閉バルブは、供給ラインで膨張バルブの前段と固形化二酸化炭素フィルターの後段に各々設置され、天然ガスの流れを各々開閉させる。ここで第1開閉バルブは、膨張バルブへの高圧天然ガス供給を開閉させ、第2開閉バルブは、固形化二酸化炭素フィルターから排出される低圧液化天然ガスの排出を開閉させる。加熱部は、膨張バルブと固形化二酸化炭素フィルターの固形化された二酸化炭素を気化させるように熱を提供し、一例として膨張バルブ及び固形化二酸化炭素フィルターとの熱交換のための熱媒が循環供給される熱媒ラインに設置される再生熱交換器と、熱媒ラインで再生熱交換器の前段と後段に各々設置される第4及び第5開閉バルブを含む。加熱部によって再生された二酸化炭素を外部に排出させるために二酸化炭素が排出される排出ラインに第3開閉バルブが設置される。第3開閉バルブは、第1開閉バルブと膨張バルブとの間の供給ラインから分岐する排出ラインに加熱部によって再生された二酸化炭素の排出を開閉させるために設置される。また、本発明による加圧液化天然ガス生産システムの二酸化炭素除去設備は、多数で構成され、一部が二酸化炭素のフィルタリングを行っている間に他の一部が二酸化炭素の再生を行うように第1ないし第3開閉バルブと加熱部が制御されることができ、本実施例では二つで構成され、各々が二酸化炭素のフィルタリングと再生を交互に行うようになり、このための動作を添付された図面を参照して説明すると、次の通りである。図44に図示された通り、本発明による加圧液化天然ガス生産システムの二酸化炭素除去設備は、ある一つを基準にして説明すると、まず第1及び第2開閉バルブの開放によって供給ラインを介して膨張バルブ側に高圧天然ガスを供給して低圧膨張させると、天然ガスは冷却され、低圧の液化天然ガスが固形化二酸化炭素フィルターに供給され、冷却によって液化天然ガスに含まれる固形化された二酸化炭素は二酸化炭素フィルターによってフィルタリングされる。固形化二酸化炭素フィルターに固形化された二酸化炭素が持続的に積もるようになると、第1及び第2開閉バルブを閉鎖させることによって供給ラインを介した高圧天然ガスの供給を中断させた後、第4及び第5開閉バルブの開放によって再生熱交換器に熱媒を循環供給させることで膨張バルブ及び固形化二酸化炭素フィルターに熱を供給し、固形化された二酸化炭素を気化させて再生させる。再生された二酸化炭素は、第3開閉バルブの開放によって排出ラインに沿って外部に排出されることで除去される。また、本発明による加圧液化天然ガス生産システムの二酸化炭素除去設備が多数、例えば二つで構成される場合、ある一つが天然ガスから固形化された二酸化炭素フィルタリングが行われるように第1ないし第5開閉バルブが制御され、他の一つはこれとは異なる動作をすることによって固形化された二酸化炭素の気化を介した再生が行われるようになる。このように、本発明による加圧液化天然ガス生産システムの二酸化炭素除去設備は、二酸化炭素除去方式の中で、二酸化炭素を凍結させ固形化し分離する低温方式を適用している。これにより天然ガス液化過程と結合することができるようにする。この場合、前処理の二酸化炭素の除去過程が不要となるので、それによる設備減少が発生する。また、高圧で急送される天然ガスを液化し、膨張バルブによって低圧に膨張及び減圧時に二酸化炭素が固形化される場合、固形化された二酸化炭素を機械的なフィルターである固形化二酸化炭素フィルターでフィルタリングし、固形化された二酸化炭素が固形化二酸化炭素フィルターに持続的に積もるようになる場合、多数の固形化二酸化炭素フィルターを交互に用いると同時に二酸化炭素の再生ができるようになる。図45は、本発明による液化天然ガス貯蔵容器の連結構造を図示した断面図である。図45に図示された通り、本発明による液化天然ガス貯蔵容器の連結構造は、二重構造を有する液化天然ガス貯蔵容器の内部シェルと外部注入部を連結する構造で、内部シェルと外部注入部がスライディング結合され、このためにスライディング結合部を含むことができる。スライディング結合部は、内部シェルと外部注入部の連結部分に設けられ、内部シェルまたは外部シェルの熱収縮または熱膨張を緩衝させるように熱収縮または熱膨張によって変位が発生する方向に沿って内部シェルと外部注入部の連結部分が互いにスライディングできるように設けられることができる。一方、貯蔵容器は、一例として内部シェルの内側に液化天然ガスが貯蔵され、内部シェルの外側を外部シェルが囲み、内部シェルと外部シェルの間の空間に温度影響を減少させる断熱層部が設置されることができる。ここで内部シェルは、一般的な液化天然ガスの低温に耐える金属、例えば、アルミニウム、ステンレススチール、5~9のニッケル鋼などの低温特性に優れた金属で構成できる。貯蔵容器は、以前の実施例と同様に外部シェルが内部圧力に耐えるための鋼素材で構成されることができ、内部シェルの内部と断熱層部が位置する空間に同一の圧力が与えられるための構造を有することができ、一例として内部シェルと断熱層部を連結する連結流路によって内部シェルの内部と断熱層部の圧力が同一又は近似するようになることができる。これにより内部シェル内側にある加圧液化天然ガスの圧力は、外部シェルが支えるようになり、内部シェルが120~95°Cの温度に耐えるように製作されても、内部シェルと外部シェルによって上記の圧力と温度条件、一例として17barの圧力と115°Cの温度を有する加圧液化天然ガスの貯蔵が可能である。また、外部シェルと断熱層部が組み立てられた状態で上記の圧力と温度条件を満たすために貯蔵容器を設計することもできる。スライディング結合部は、内部シェルに液化天然ガスの注入及び排出のために形成される注入口から外側に延長される連結部と外部注入部から突出される結合部が嵌め込み方式により互いにスライディング結合されることによって設けられることができる。図46に図示された通り連結部と結合部は、円筒形の缶で構成されることによって一つが他の一つに挿入され、スライディングができるように結合されることができ、これに限らず四角形や様々な形態の断面形象を互いに相応するように形成することによってスライディング結合されることができる。本発明による液化天然ガス貯蔵容器の連結構造は、外部シェルからスライディング結合部を囲むように延長形成される延長部を更に含むことができる。従って、延長部によってスライディング結合部が外部に露出されることで外部環境によって影響を受けることを防止することができる。また、延長部は、末端にフランジが形成されることによって外部注入部にフランジ結合されることができ、これにより貯蔵容器が外部注入部に安定的に結合されることができる。一方、外部注入部に設けられた結合部は、本実施例でのように外部注入部に一体を成すように形成されることができ、これとは異なり外部注入部とは別個の部材で構成され、延長部に固定されることができ、この際、外部注入部にフランジ結合や様々な方式によって結合されることができる。図47に図示された通り、本発明による液化天然ガス貯蔵容器の連結構造は、熱収縮または熱膨張によって内部シェルと外部注入部の間の連結部分に荷重が集中されても連結部と結合部が互いにスライディング運動ができるようになることによって熱収縮または熱膨張を緩衝させ、内部シェルと外部注入部に荷重が集中されることを防止し、これにより熱収縮または熱膨張による損傷を防止する。また、スライディング結合部の隙間を通して貯蔵容器内の天然ガスが断熱層部に移動することができるので、断熱層部の圧力と内部シェルの圧力が同一または近似することができ、これは図23ないし図25に図示された通りの断熱層部と内部シェルの等価圧力維持のためのイコライジングラインを代替する効果も有することができる。本発明は、上記の実施例に限定されず本発明の技術的要旨を超えない範囲内で様々に修正または変形されて実施できることは、本発明が属する技術分野で通常の知識を有した者にとっては自明なことである。