外部から受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき、前記貯蔵タンク内の圧力を前記貯蔵圧力よりも45~65高い受入圧力に一時的に高めることを特徴とする液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。外部から受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき、前記貯蔵タンク内の圧力を前記貯蔵圧力よりも5.0~7.0kPa高い受入圧力に一時的に高めることを特徴とする液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。前記受入圧力が、16.0~18.0kPaGの範囲に設定される請求項1又は2に記載の液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。当該液化ガス貯蔵設備が前記貯蔵タンクから送出されるボイルオフガスを昇圧する圧縮機を備えており、この圧縮機の運転を制御することによって前記貯蔵タンクの受入圧力を一時的に高めることを特徴とする請求項1~3のいずれか1項に記載の液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。前記貯蔵タンク内で貯蔵されている液化ガスの温度と、前記貯蔵タンクに受け入れられる液化ガスの温度との差を1.3°C以内に調節することを特徴とする請求項1~4のいずれか1項に記載の液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。前記貯蔵タンクに対する液化ガスの受入流量を1.0×104~1.1×104m3/hに調節することを特徴とする請求項1~5のいずれか1項に記載の液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法。特許文献1に記載の技術では、BOGの発生自体を抑制することはできず、また、再液化するための装置を別途備えなければならないため、装置の複雑化や高コスト化を招くという問題がある。また、特許文献2に記載の技術では、輸送船からLNGタンクへLNGの受入を行う際に、受入管内で蓄熱されたLNGがLNGタンク内へ入り込むため、それによるBOGの発生は避けられない。また、LNGタンクから送出されたLNGを受入管や払出管に戻すための循環管が必要であるため、特許文献1と同様に装置の複雑化や高コスト化を招くという問題がある。本発明は、上記のような実情に鑑みてなされたものであり、液化ガスの貯蔵タンク内におけるボイルオフガスの発生を効果的に抑制することができる方法を提供することを目的とする。本発明は、外部から受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき、前記貯蔵タンク内の圧力を前記貯蔵圧力よりも45~65高い受入圧力に一時的に高めることを特徴とする。また、本発明は、外部から受け入れた液化ガスを所定の貯蔵圧力下で貯蔵する貯蔵タンクを備えている液化ガス貯蔵設備のボイルオフガス抑制方法であって、前記貯蔵タンク内へ液化ガスを受け入れるとき、前記貯蔵タンク内の圧力を前記貯蔵圧力よりも5.0kPa~7.0kPa高い受入圧力に一時的に高めることを特徴とする。本発明の方法は、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときに、貯蔵タンク内の圧力受入圧力を一時的に高める。これによりボイルオフガスBOGの発生を受入圧力で抑え込むことが可能となる。また、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときに限らず貯蔵タンク内の圧力を常に高く設定した場合には、高圧力に耐え得るように貯蔵タンクの強度を高めなければならず貯蔵タンクの製造コストが増大するが、本発明の場合、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときだけ一時的に高圧力に耐えればよいため、貯蔵タンクの強度をそれほど高める必要もなく、製造コスト増を抑えることができる。また、従来技術のようにBOGの再液化のための装置やLNGの循環管等を備えなくても適切にBOGの発生を抑制することができるため、装置の複雑化や高コスト化を招くことはほとんどない。なお、上述のように受入圧力を高めた結果、当該受入圧力は、16.0~18.0kPaGの範囲内に設定されることがより好ましい。一般に、液化ガス貯蔵設備は、貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを需要先や処理設備に送ったり貯蔵タンク内の圧力を所定の貯蔵圧力に保つため、ボイルオフガスを昇圧する圧縮機を備えている。そのため、本発明では、貯蔵タンク内に液化ガスを受け入れるときにこの圧縮機の運転を制御することによって、貯蔵タンク内の受入圧力を一時的に高める。これにより、貯蔵タンクの受入圧力を高めるための装置を新たに備えなくとも、既存の設備を利用して容易に貯蔵タンク内の受入圧力を高めることが可能となる。前記貯蔵タンク内で貯蔵されている液化ガスの温度と、前記貯蔵タンクに受け入れられる液化ガスの温度との差は、1.3°C以内に調節することが好ましい。これによりボイルオフガスの発生を効果的に抑制することができる。また、前記貯蔵タンクに対する液化ガスの受入流量は、1.0×104~1.1×104m3/hに調節することが好ましい。本願の発明者は、貯蔵タンクに対する液化ガスの受入流量が大きいと、BOGの発生量も大きくなることを知見した。一方、受入流量があまりにも小さいと、液化ガスの受入に要する時間が膨大となり、予定された時間内に液化ガス受入作業を終えることができなくなる。本発明は、液化ガスの受入流量を上記の如く設定することによってボイルオフガスの発生量と受入作業時間とのバランスを適切に図ることができる。本発明によれば、LNGタンク内におけるBOGの発生を効果的に抑制することができる。以下、図面を参照して本発明の実施形態を説明する。図1は、本発明の実施形態に係る液化ガス貯蔵設備の概略構成図である。本実施形態の液化ガス貯蔵設備10は、液化ガスとしてのLNG液化天然ガスを貯蔵するLNGタンク貯蔵タンク11と、輸送船16で運搬されるLNGを桟橋からLNGタンク11まで送出するための受入管12と、LNGタンク11に貯蔵したLNGを払出するための払出管13と、LNGタンク11内で発生したBOGボイルオフガスをLNGタンク11外に排出して処理するためのBOG処理機構14と、LNGタンク11の周囲の地盤凍結を防止するヒーティング装置15とを備えている。受入管12の上流側にはローディングアーム17が接続されており、輸送船16によって運搬されたLNGはローディングアーム17及び受入管12を介してLNGタンク11の下部に受け入れられる。LNGタンク11は、例えば160000kLの貯蔵量を有している。また、輸送船16は、例えば140000m3の積貨容量を有している。払出管13の上流側にはLNGタンク11内の下層部に設けられた払出ポンプ18が接続され、払出管13にはLNGを気化するための気化器19が接続されている。払出ポンプ18を作動すると、LNGタンク11内のLNGが払出管13を介して気化器19に送出される。LNGは、気化器19において海水等の冷媒により気化されてNG天然ガスとなり、ガス会社や発電所等の需要先払出先に供給される。気化器19から排出された余剰のNGは、ベントスタック20において燃焼処理される。LNGタンク11内では、LNGタンク11の壁面や各配管からの自然入熱や、払出ポンプ18等からの入熱によってBOGが発生し、発生したBOGは、LNGタンク11の上部側に蓄積される。BOG処理機構14は、LNGタンク11内で発生したBOGをLNGタンク11外へ排出し、適宜処理する機能を有している。BOG処理機構14は、LNGタンク11内で発生したBOGを外部へ排出するためのBOG送出管23と、BOG送出管23から送出されたBOGを燃焼処理するフレアスタック24と、BOG送出管23から排出されるBOGを昇圧するBOG圧縮機25と、BOG圧縮機25の動作を制御する制御装置26と、LNGタンク11内の圧力を計測する圧力計27と、を備えている。需要先が稼働している場合需要期間、LNGタンク11内のBOGは、BOG圧縮機25の作動によりBOG送出管23を介して圧送され、気化器19によって気化されたNGと合流して需要先に供給される。また、需要先が停止している場合等には、BOGは、フレアスタック24やベントスタック20へ送られて燃焼処理される。フレアスタック24へ繋がるBOG送出管23には圧力調整弁29が設けられ、この圧力調整弁29は、圧力計等によって計測されたLNGタンク11内の圧力に応じて開閉し、余剰のBOGをフレアスタック24に送るように構成されている。なお、圧力調整弁29は、LNGタンク11内の圧力が19.61kPaG以上になったときにBOGをフレアスタック24に送るように設定されている。また、図1中の符号30は、安全弁であり、この安全弁30は、LNGタンク11内の圧力が21.43kPaGとなったときにBOGをLNGタンク11外に放散するように構成されている。また、圧力計27の計測値は制御装置26に入力され、この制御装置26は、当該計測値に応じてBOG圧縮機25の動作を制御する。具体的には、LNGタンク11内の圧力が所定の設定圧力となるようにLNGタンク11からのBOGの排出量を制御する。本実施形態では、LNGタンク11に輸送船からLNGを受け入れるときの圧力受入圧力と、それ以外の圧力貯蔵圧力とにLNGタンク11内の圧力を設定する。LNGタンク11にLNGを受け入れるとき、LNGタンク11内には大量のBOGが発生する。具体的に、LNG受入時以外に発生するBOGの量は、約5.5~6.0t/hであるのに対して、LNGの受入の際には約19.0t/hのBOGが発生する。そのため、本実施形態のLNG貯蔵設備10においては、LNG受入の際のBOGの発生量を抑制するために以下の手段を講じるものとなっている。ALNGタンク11内の圧力調節BLNGタンク11内のLNGの温度調節CLNGの受入流量の調節以下、これらの内容について詳細に説明する。ALNGタンク11内の圧力調節についてBOG圧縮機25の動作を制御する制御装置26は、LNGタンク11内の貯蔵圧力を、約11kPaGに維持するようにBOG圧縮機25を制御する。一方、制御装置26は、LNGタンク11内のLNGを受け入れるときの受入圧力を、約16kPaG~18kPaGに高めるようにBOG圧縮機25を制御する。すなわち、制御装置26は、LNG受入の際にBOG圧縮機25の運転を停止又は抑制することによってBOGの送出量を低下させ、LNGタンク11内の受入圧力を貯蔵圧力よりも5kPa~7kPa45~65程度高める制御を行う。このように受入圧力を貯蔵圧力よりも高めることによってLNGタンク11内におけるBOGの発生を圧力で抑え込むことができる。図2は、LNGタンク11の圧力とBOG発生量との関係を示すグラフであり、このグラフから、LNGタンク11の圧力が16kPaG~18kPaGのとき、BOG発生量が大きく減少していることが分かる。また、受入圧力が18kPaGよりも大きいと、圧力調整弁29又は安全弁30の作動圧力に対して十分なマージンを取ることができなくなる。よって、LNGタンク11の受入圧力は16kPaG~18kPaGとするのがより好適である。BLNGタンク11内のLNGの温度調節について一般に、LNGタンク11内のLNG温度は、例えば約-158°Cに保たれている。これに対して、輸送船16によって運搬されるLNGの温度は例えば-160°Cとされ、LNGタンク11内のLNG温度タンク内LNG温度よりも2°C程度低くなっている。これに対して、本実施形態では、タンク内LNG温度と輸送船16のLNG温度受入LNG温度との温度差LNG温度差を所定値以内とすることによって、LNG受入の際のBOGの発生を抑制するものとしている。図3は、LNG受入の際のLNG温度差及びLNGタンク圧力と、BOGの発生量との関係を示すグラフである。なお、この図では、BOG発生量については上下の変動のみを示し、個々の値については省略している。また、図3に示す例では、タンク圧力が10kPaG~12kPaGの範囲に保たれ、温度差が1.1°C~2.1°Cの範囲で変動している場合を示している。図3から明らかなように、温度差が1.3°C以下のときBOG発生量は低減し、温度差1.6以上のときはBOG発生量が多くなっていることが分かる。したがって、タンク内LNG温度と受入LNG温度との温度差を1.3°C以内とするのが好適である。なお、タンク内LNG温度と受入LNG温度との温度差は、LNGタンク11内の圧力調整やヒーティング装置15による加熱温度調整、又は、輸送船16側のタンク内のLNG温度調整によって小さくすることができる。CLNGの受入流量の調節について図2には、LNGタンク11の圧力とBOG発生量との関係が受入流量毎12000m3/h、9000m3/h、6000m3/hに示されている。従来のLNGの受入流量は、12000m3/hであった。この図から明らかなように、LNGの受入流量が少ないほどBOG発生量が少なくなることが分かる。したがって、LNGの受入流量は可能な限り少なくすることによって無駄なLNGの消費を抑制することができる。しかし、受入流量を少なくし過ぎると当然に受入作業に長時間を要し、日中に受入作業が終了しなくなるという弊害が生じる。そのため、本実施形態では、輸送船からのLNGの受入流量を10000m3/h~11000m3/hに設定した。これにより、BOGの発生量を抑制しながらも受入作業時間を可及的に短くすることができ、バランスのよい受入作業を実現することができる。本発明は、上記実施形態に限定されることなく適宜設計変更可能である。本発明の液化ガス貯蔵設備10は、図1に示すものを基本として、例えばBOGの再液化装置やLNGの循環管等の他の装置を備えていてもよい。また、LNGタンク11から払出されたLNGは、高圧ガスと低圧ガスとの2系統で需要先に供給できるようにしてもよい。