液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へと供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを供給する供給手段と、を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを散布する散布手段と、を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに供給する供給手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに散布する散布手段と、を備えることを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。前記供給手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの供給流量を調整する供給流量調整手段を備えることを特徴とする請求項1から請求項3のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。前記散布手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの散布量を調整する散布量調整手段を備えることを特徴とする請求項2から請求項4のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。前記熱交換手段へ導かれる液状の前記液化ガスの一部を前記熱交換手段からバイパスして前記供給手段および/または前記散布手段に導くバイパス手段と、液状の前記液化ガスが前記バイパス手段を通過するバイパス流量を調整するバイパス流量調整手段と、を備えることを特徴とする請求項1から請求項5のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。前記貯蔵槽は、保存槽と、該保存槽と前記熱交換手段との間に設けられて、前記保存槽から抽出された液状の前記液化ガスおよび/またはガス状の前記液化ガスが一時的に格納される中間槽と、を備え、前記供給手段および/または前記散布手段は、前記中間槽に設けられて、該中間槽には、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスが導かれることを特徴とする請求項1から請求項6のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置。前記貯蔵槽は、複数設けられて、各該貯蔵槽に貯蔵されている前記液化ガスは、前記貯蔵槽ごとに異なるガス種であることを特徴とする請求項1から請求項7のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置を備えることを特徴とする圧力上昇抑制システム。請求項8に記載の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする液化ガス運搬船。請求項8に記載の圧力上昇抑制システムを備えた液化ガス貯蔵設備。液化ガスを貯蔵している貯蔵槽から抽出した液状の前記液化ガスと、圧縮された後に減圧された冷媒と熱交換させて液状の前記液化ガスを冷却し、熱交換することにより冷却された液状の該液化ガスを前記貯蔵槽内に貯蔵されている液状の前記液化ガスおよび/またはガス状の前記液化ガスに導くことを特徴とする貯蔵槽の圧力上昇抑制方法。しかしながら、LPGおよびLNGの両方を搭載して輸送する船舶においては、図7に示したLPGの再液化装置101と図9に示したLNGの再液化装置201の両方を搭載する必要があるとされてきた。しかし、これら両方のシステム101、201を1の船舶上に搭載した場合には、設備の複雑化や設備費の増大を招くという問題があった。また、特許文献1には、冷却液タンク内に貯蔵されている冷却液を熱交換器で冷媒と熱交換させて冷却し、冷却液タンクに戻す際に冷却された冷却液によってレーザ加工機を冷却することが開示されているが、これは、レーザ加工機を冷却するための冷却液の温度制御であって、液化ガスを貯蔵する貨物タンク内の圧力上昇の抑制方法については開示されていない。本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、液化ガスを貯蔵する貯蔵槽の圧力上昇の抑制が可能、かつ、設備の複雑化、設備費の削減が可能な貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、この圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備を提供することを目的とする。上記課題を解決するために、本発明の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置、これを備えた圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えた液化ガス運搬船およびこれを備えた液化ガス貯蔵設備は以下の手段を採用する。すなわち、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へと供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを供給する供給手段と、を備えることを特徴とする。貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに戻すこととした。これにより、供給手段から供給された液状の液化ガスにより、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却することができる。そのため、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて、液状の液化ガスがガス化することを抑えることができる。この際、循環させる液化ガスの液相単相のみを熱交換手段において熱交換させるため、熱交換手段では、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、貯蔵槽に導かれる液状の液化ガスの温度を貯蔵槽に応じた温度にすることができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却して、貯蔵槽の圧力上昇を抑制することができる。また、熱交換手段において液状の液化ガスと冷媒とを熱交換させる際には、液化ガスの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、熱交換手段の出入口における液化ガスの温度差が小さくなる。そのため、熱交換手段の出入口における冷媒の温度差も小さくなる。この冷媒の温度差は、冷媒の圧力差に比例しているので、結果として、熱交換手段の出入口における冷媒の圧力差を小さくすることとなる。これにより、熱交換手段へ導かれる冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段の圧縮比を小さくして、冷媒用圧縮手段の段数を減らすことができる。また、冷媒用圧縮手段の段数が減少することにより、冷媒用圧縮手段の設計が容易となり、かつ、冷媒用圧縮手段の機械損失を低減することができる。さらに、熱交換手段に導かれる液状の液化ガスの相変化を伴うことなく冷却することとしたので、熱交換手段の熱交換効率を高めることができる。そのため、熱交換手段をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置の簡略化および装置全体の効率を向上させることができる。なお、液化ガスとしては、液化天然ガスLNGや、液化石油ガスLPG、エタン、エチレン、アンモニアやそれらの混合物等が挙げられる。さらに、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置によれば、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを散布する散布手段と、を備えることを特徴とする。貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを散布手段により貯蔵槽内のガス状の液化ガスに散布することとした。このように冷却された液化ガスと貯蔵槽内のガス状の液化ガスとを熱交換させることにより、ガス状の液化ガスを凝縮再液化することができる。すなわち、冷却された液状の液化ガスの過冷却熱によって、ガス状の液化ガス中に散布された冷却された液状の液化ガスの粒径が増大する。その後、この粒径が増大した液化ガスは、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスの表面液相表面に落下することとなる。そのため、ガス状の液化ガスによる貯蔵槽内の圧力上昇を抑制したり、貯蔵槽内の圧力を減圧したりすることができる。さらに、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽と、該貯蔵槽から抽出された液状の前記液化ガスと冷媒とが熱交換する熱交換手段と、該熱交換手段へ導かれる前記冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段と、該冷媒用圧縮手段によって圧縮された前記冷媒を減圧して前記熱交換手段へ供給する冷媒用膨張手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内の液状の前記液化ガスに供給する供給手段と、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスを前記貯蔵槽内のガス状の前記液化ガスに散布する散布手段と、を備えることを特徴とする。貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに供給すると共に、散布手段により貯蔵槽内上部のガス層の液化ガスに散布することとした。これらにより、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて液状の液化ガスがガス化することを抑制すると共に、貯蔵槽内上部のガス層の液化ガスを再凝縮再液化することができる。したがって、貯蔵槽内の圧力上昇の抑制や減圧を行うことができる。また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記供給手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの供給流量を調整する供給流量調整手段を備えることを特徴とする。熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの貯蔵槽内の液状の液化ガスへ供給される流量を調整する供給流量調整手段を供給手段に設けることとした。これにより、熱交換手段により冷却される液状の液化ガスを、外部から貯蔵槽への入熱分相当の流量にして貯蔵槽へと供給することができる。したがって、入熱によって貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度が上昇した場合であっても、貯蔵槽内の圧力上昇を抑制することができる。また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記散布手段は、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスの散布量を調整する散布量調整手段を備えることを特徴とする。熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの貯蔵槽内のガス状の液化ガスへと導かれる散布量を調整する散布量調整手段を散布手段に設けることとした。これにより、貯蔵槽内のガス状の液化ガスへと散布される冷却された液状の液化ガスの流量を調整して、貯蔵槽内のガス状の液化ガスが凝縮再液化する割合を調整することができる。したがって、ガス状の液化ガスによる貯蔵槽内の圧力を調整して、貯蔵槽内を所定の圧力以下にすることができる。また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記熱交換手段へ導かれる液状の前記液化ガスの一部を前記熱交換手段からバイパスして前記供給手段および/または前記散布手段に導くバイパス手段と、液状の前記液化ガスが前記バイパス手段を通過するバイパス流量を調整するバイパス流量調整手段と、を備えることを特徴とする。貯蔵槽から抽出された液状の液化ガスの一部を熱交換手段からバイパスして供給手段および/または散布手段に導くバイパス手段を設けることとした。さらに、このバイパス手段には、バイパス手段を通過する液状の液化ガスの流量を調整するバイパス流量調整手段を設けることとした。これらにより、熱交換手段により冷却された液状の液化ガスと、熱交換手段より冷却されなかった液状の液化ガスとを混合させて、供給手段および/または散布手段に導く液状の液化ガスの温度を調整することができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスの冷却および/またはガス状の液化ガスの凝縮再液化の割合を調整して、貯蔵槽内の圧力上昇を抑制することができる。また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制装置は、前記貯蔵槽は、保存槽と、該保存槽と前記熱交換手段との間に設けられて、前記保存槽から抽出された液状の前記液化ガスおよび/またはガス状の前記液化ガスが一時的に格納される中間槽と、を備え、前記供給手段および/または前記散布手段は、前記中間槽に設けられて、該中間槽には、前記熱交換手段にて冷却された液状の前記液化ガスが導かれることを特徴とする。保存槽と中間槽とを設けて、中間槽に熱交換手段によって冷却された液状の液化ガスを戻すこととした。これにより、保存槽の容量が比較的小規模な場合であっても、熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの全量を保存槽に導くことなく、熱交換手段にて冷却された液状の液化ガスの一部を中間槽に貯蔵することができる。したがって、保存槽の容量が比較的小規模な場合であっても、保存槽内の液状の液化ガスを適切な温度に冷却することができる。また、中間槽に供給手段や散布手段を設けることとした。そのため、保存槽をガスフリーすることなく、散布手段や供給手段をメンテナンスすることができる。したがって、圧力上昇抑制装置のメンテナンスが容易となる。また、本発明に係る圧力上昇抑制システムは、前記貯蔵槽は、複数設けられて、各該貯蔵槽に貯蔵されている前記液化ガスは、前記貯蔵槽ごとに異なるガス種であることを特徴とする請求項1から請求項7のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制装置を備えることを特徴とする。循環させる液化ガスの液相単相のみを熱交換手段において熱交換をさせる圧力上昇抑制装置を用いることとした。そのため、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、各貯蔵槽内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを1の圧力上昇抑制装置により冷却することができる。したがって、圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。また、本発明に係る液化ガス運搬船は、上記のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする。本発明の液化ガス運搬船によれば、コンパクトな再液化プラントを用いた天然ガス処理設備を搭載しているため、これらに要する設置空間を小さくすることができる。したがって、液化ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。また、本発明に係る液化ガス貯蔵設備は、上記のいずれかに記載の貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えたことを特徴とする。1の圧力上昇抑制装置を用いて、各貯蔵槽内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを冷却することができる圧力上昇抑制システムを用いることとした。したがって、液化ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。また、本発明に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制方法は、液化ガスを貯蔵している貯蔵槽から抽出した液状の前記液化ガスと、圧縮された後に減圧された冷媒と熱交換させて液状の前記液化ガスを冷却し、熱交換することにより冷却された液状の該液化ガスを前記貯蔵槽内に貯蔵されている液状の前記液化ガスおよび/またはガス状の前記液化ガスに導くことを特徴とする。循環させる液化ガスの液相単相のみを冷媒と熱交換をさせて冷却し、この冷却された液状の液化ガスを貯蔵槽内の液状および/またはガス状の液化ガスに導くこととした。これにより、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて貯蔵槽内の液状の液化ガスがガス化することを抑制したり、貯蔵槽内のガス状の液化ガスを凝縮して再液化したりすることができる。したがって、貯蔵槽の圧力上昇の抑制や減圧を行うことができる。本発明によると、貯蔵槽から抽出した液状の液化ガスを熱交換手段において冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の液化ガスを供給手段により貯蔵槽内の液状の液化ガスに供給することとした。これにより、供給手段から供給された液状の液化ガスにより、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却することができる。そのため、貯蔵槽内の液状の液化ガス全体の温度を低下させて、液状の液化ガスがガス化することを抑えることができる。この際、循環させる液化ガスの液相単相のみを熱交換手段において熱交換させるため、熱交換手段では、冷媒が熱交換手段で与える温度差に相当する圧力差を冷媒用圧縮手段で与えればよいので、貯蔵槽に導かれる液状の液化ガスの温度を貯蔵槽に応じた温度にすることができる。したがって、貯蔵槽内に貯蔵されている液状の液化ガスを冷却して、貯蔵槽の圧力上昇を抑制することができる。また、熱交換手段において液状の液化ガスと冷媒とを熱交換させる際には、液化ガスの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、熱交換手段の出入口における液化ガスの温度差が小さくなる。そのため、熱交換手段の出入口における冷媒の温度差も小さくなる。この冷媒の温度差は、冷媒の圧力差に比例しているので、結果として、熱交換手段の出入口における冷媒の圧力差を小さくすることとなる。これにより、熱交換手段へ導かれる冷媒を圧縮する冷媒用圧縮手段の圧縮比を小さくして、冷媒用圧縮手段の段数を減らすことができる。また、冷媒用圧縮手段の段数が減少することにより、冷媒用圧縮手段の設計が容易なり、かつ、冷媒用圧縮手段の機械損失を低減することができる。さらに、熱交換手段に導かれる液状の液化ガスの相変化を伴うことなく冷却することとしたので、熱交換手段の熱交換効率を高めることができる。そのため、熱交換手段をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置の簡略化および装置全体の効率を向上させることができる。第1実施形態本発明の第1実施形態に係る貯蔵槽の圧力上昇抑制システムを備えている液化天然ガス運搬船について図1および図2に基づいて説明する。図1は、本実施形態に係る液化天然ガス運搬船に搭載されている圧力上昇抑制システムを構成している貨物タンクの圧力上昇抑制装置の概略構成図であり、図2には、図1に示す圧力上昇抑制装置による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図が示されており、縦軸は、圧力MPaを示し、横軸は比エンタルピkJ/kgを示している。図示しない液化天然ガス運搬船液化ガス運搬船には、図1に示すように、液化天然ガス液化ガスを貯蔵している貨物タンク貯蔵槽2と、貨物タンク2から抽出された液状の液化天然ガス以下、再循環LNGという。と窒素冷媒とが熱交換するコールドボックス熱交換手段4と、コールドボックス4へ導かれる窒素を圧縮する窒素圧縮機冷媒用圧縮手段31および窒素昇圧機冷媒用圧縮手段32と、窒素圧縮機31および窒素昇圧機32によって圧縮された窒素を減圧してコールドボックス4へと供給する窒素膨張機冷媒用膨張手段33と、コールドボックス4において冷却された液状の再循環LNGを貨物タンク2内に貯蔵されている液状の液化天然ガス以下、LNGという。に供給する配管供給手段11と、コールドボックス4において冷却された液状の再循環LNGを貨物タンク2内の上部空間図示せずに貯蔵されているボイルオフガスガス状のLNGに噴霧するボイルオフガス散布ノズル散布手段18とを備えている圧力上昇抑制装置1が搭載されている。このような構成とされている圧力上昇抑制装置1を備えている液化天然ガス運搬船には、貨物としてLNGが貯蔵されている貨物タンク2が、複数個図1では、1タンクのみを示す。設けられており、これら複数個の貨物タンク2と圧力上昇抑制装置1とを合わせて圧力上昇抑制システムが構成されている。圧力上昇抑制装置1は、貨物タンク2内に貯蔵されている貨物である液状のLNGの一部を冷却して、貨物タンク2内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスおよび貨物タンク2内の下部に貯蔵されている液状のLNGへと再循環するLNG再循環系統10と、貨物タンク2内から抽出された液状のLNGである再循環LNGと熱交換させる窒素が循環する窒素冷凍サイクル30とを有している。LNG再循環系統10は、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGの一部を抽出するLNG循環ポンプ12と、LNG循環ポンプ12によって抽出された再循環LNGと窒素とが熱交換して液状の再循環LNGが冷却されるコールドボックス4と、コールドボックス4において冷却された再循環LNGを貨物タンク2の底部近傍まで導く配管11と、コールドボックス4に導かれる再循環LNGの一部をコールドボックス4からバイパスして配管11に合流させるバイパス配管バイパス手段13と、バイパス配管13が配管11に合流した合流点よりも下流側の配管11から分岐して、貨物タンク2内の上部空間に冷却された液状の再循環LNGの一部を導く配管14と、配管14の端部であって貨物タンク2内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスに冷却された液状の再循環LNGを噴霧するボイルオフガス散布ノズル18とを備えている。さらに、LNG再循環系統10のバイパス配管13上には、バイパス配管13に導かれる再循環LNGのバイパス流量を調整するバイパスフロー制御弁バイパス流量調整手段15が設けられており、配管14上には、コールドボックス4において冷却された液状の再循環LNGの散布量を調整するスプレー制御弁散布量調整手段16と、配管14が配管11上に合流している合流点よりも下流側の配管11上に設けられ、コールドボックス4において冷却された液状の再循環LNGの再循環量供給流量を調整する再循環制御弁供給流量調整手段17とが設けられている。また、配管11とバイパス配管13との合流点と、配管11と配管14との合流点との間の配管11上には、配管11内を通過する液状の再循環LNGの温度を計測する温度計測手段19が設けられている。貨物タンク2には、貨物である液状のLNGが貯蔵されている。このような、貨物タンク2は、断熱構造とされているが、外部から貨物タンク2への入熱により貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGが温められてその一部が蒸発する。この蒸発したLNGは、ボイルオフガスとして貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGの液面上方の上部空間に貯蔵される。貨物タンク2内には、貯蔵されている液状のLNG中に没して、この液状のLNGを荷役する際に用いられる荷役ポンプが設けられている。本実施形態の場合には、この荷役ポンプと、再循環LNGをLNG再循環系統10内に循環させる際に用いられるLNG循環ポンプ12とが兼用とされているが、これに限るものではない。また、貨物タンク2には、配管11および配管14の他に、貨物タンク2内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスを貨物タンク2内から外部へと抜くことができるベント配管21が貨物タンク2の上部に接続されている。コールドボックス4は、窒素冷媒サイクル30から導かれる窒素と、LNG再循環系統10から導かれる液状の再循環LNGとが熱交換して、液状の再循環LNGを冷却する間接冷却方式の熱交換器である。コールドボックス4は、予冷却部C1と冷却部C2とを備えている。予冷却部C1では、窒素冷媒サイクル30から導かれる後述する低圧低温の窒素ガスと、窒素圧縮機31によって圧縮された高圧の窒素とが熱交換する。また、冷却部C2では、低温低圧の窒素ガスと、LNG再循環系統10から導かれる液状の再循環LNGとが熱交換する。窒素冷媒サイクル30は、冷媒である窒素をコールドボックス4へと供給するものである。窒素冷媒サイクル30は、前述したLNG再循環系統10から導かれる液状の再循環LNGと窒素とが熱交換するコールドボックス4と、窒素圧縮機31と、窒素昇圧機32とによって高圧とされた窒素を減圧する窒素膨張機33と、窒素圧縮機31で圧縮された高圧の窒素を冷却する第1熱交換器34と、窒素昇圧機32によって圧縮された窒素を冷却する第2熱交換器35とを有している。窒素圧縮機31は、単段式の圧縮機であり、冷媒である窒素を吸引圧縮して、高温高圧の窒素とするものである。窒素昇圧機32は、コールドボックス4においてLNG再循環系統10から導かれた液状の再循環LNGと、熱交換した窒素を圧縮するものである。また、窒素昇圧機32は回転軸36を有しており、この回転軸36の同軸上には窒素膨張機33が設けられている。窒素膨張機33は、窒素圧縮機31からコールドボックス4を経て温度が下げられた高圧窒素を減圧により膨張させて低温低圧の窒素ガスにするものである。この圧縮窒素が膨張する時の力を回転力として、回転軸36が駆動され、窒素昇圧機32が回転駆動される。第1熱交換器34は、窒素圧縮機31によって高圧にされた窒素を冷媒である清水等で冷却して、温度を下げるものである。第2熱交換器35は、窒素昇圧機32によって圧縮された窒素を冷媒である清水等で冷却して、温度を下げるものである。なお、第1熱交換器34および第2熱交換器35の冷媒としては、海水であっても良い。次に、本実施形態に係る圧力上昇抑制装置1の抑制方法について図1および図2を用いて説明する。ここで、図2には、図1に示した圧力上昇抑制装置1による圧力と比エンタルピとのプロセス概念図が示されている。図1に示したLNG再循環系統10において、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGが、LNG循環ポンプ12によって配管20へと導出される。図2中のI。配管20に導出された液状の再循環LNGが、配管20からコールドボックス4へと導かれる図2中のII。コールドボックス4に導かれた液状の再循環LNGが、コールドボックス4の冷却部C2において窒素冷媒サイクル30の配管37からコールドボックス4へと導かれた低温低圧の窒素ガスと熱交換して冷却される。図2中のIII。ここで、本実施形態の場合には、コールドボックス4の冷却部C2において液状の再循環LNGが窒素ガスと熱交換する際には、図9に示した従来のLNGの再液化装置201に設けられているコールドボックス204においてガス状のLNG、すなわち、ボイルオフガスが凝縮されて過冷却される場合と異なり、凝縮過程を経ることなく液状の再循環LNGを単相のまま冷却する。配管20には、コールドボックス4を迂回バイパスするバイパス配管13が接続されており、また、バイパス配管13上には、バイパスフロー制御弁15が設けられている。そのため、バイパスフロー制御弁15を開状態にすることにより、配管20からコールドボックス4に導かれる液状の再循環LNGの一部がバイパス配管13を通過することとなる。コールドボックス4において冷却された液状の再循環LNGと、バイパス配管13を通過して冷却されなかった液状の再循環LNGとは、配管11内で合流して混合される。この混合された液状の再循環LNGは、配管11により貨物タンク2内へ導かれ、ノズル18-2を介して貨物タンク2内の底部近傍へと導かれて、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNG全体の温度を下げることとなる。図2中のIV。ここで、配管11に設けられている温度計測手段19が計測する配管11内を通過する液状の再循環LNGの温度に基づいてバイパスフロー制御弁15の開度を調整することにより、貨物タンク2内に循環される液状の再循環LNGの温度を調整することができる。また、コールドボックス4で冷却された液状の再循環LNGと、冷却されなかったバイパス配管13を通過した液状の再循環LNGとが混合した再循環LNGは、配管11から配管14へとその一部が分岐して、ボイルオフガス散布ノズル18から貨物タンク2内の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスに噴霧される。図2中のV。噴霧されてミスト化した過冷却された液状の再循環LNG液滴をタンク内のボイルオフガスと熱交換させることによって、液滴の過冷却熱によりボイルオフガスが凝縮される。この凝縮されて再液化されたボイルオフガスは、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGの液相表面に落下する図2中のVI。このように、貨物タンク2内に貯蔵されていたボイルオフガスが再液化されることにより、ボイルオフガスによる貨物タンク2内の圧力が低減する。したがって、貨物タンク2内の圧力上昇を防ぎ、かつ、減圧も可能となる。貨物タンク2の外部近傍の配管11上および配管14上には、再循環制御弁17とスプレー制御弁16とが設けられている。これら、再循環制御弁17およびスプレー制御弁16の開度を調整することにより、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNG、ボイルオフガスへと各々供給される過冷却された液状の再循環LNGの流量を調整することができる。窒素冷媒サイクル30では、窒素圧縮機31が図示しない駆動源により駆動されて配管38を介して導入される窒素を圧縮して、高温高圧にする。圧縮されて高温になった窒素は、窒素圧縮機31から配管39を経て第1熱交換器34へと導かれる。第1熱交換器34に導かれた高温高圧の窒素は、冷媒である清水と熱交換される。清水と熱交換されて冷却された高圧の窒素は、第1熱交換器34から配管40へと導出される。配管40に導出された温度の低下した高圧の窒素は、コールドボックス4へと導入される。配管40からコールドボックス4へと導入された高圧の窒素は、コールドボックス4内に設けられている予冷却部C1において、後述する配管37からコールドボックス4内に供給された窒素ガスと熱交換されて冷却される。予冷却部C1において冷却された高圧な窒素は、予冷却部C1から配管41を介して、窒素膨張機33へ導かれる。窒素膨張機33に導入された高圧な窒素は、減圧により膨張されて低温低圧の窒素ガスとされる。この低温低圧の窒素ガスは、配管37を介してコールドボックス4内の冷却部C2において、LNG再循環系統10の配管20からコールドボックス4内に導かれた液状の再循環LNGと熱交換する。配管37から冷却部C2に導入された低温低圧の窒素ガスは、その冷熱を液状の再循環LNGに与えて液状の再循環LNGを冷却する。冷却部C2において液状の再循環LNGと熱交換した窒素ガスは、さらにコールドボックス4内の予冷却部C1へと導かれて、前述した配管40から導かれた高圧な窒素を冷却する。予冷却部C1において配管40から導かれた高圧な窒素と熱交換した窒素ガスは、配管41と窒素膨張機33を介して配管42へと導出され、窒素昇圧機32へと導かれる。窒素昇圧機32では、配管42から導かれた窒素が圧縮される。この圧縮されて高温となった窒素は、窒素昇圧機32と第2熱交換器35との間に接続されている配管43へと導出される。配管43に導出された、圧縮されて高温となった窒素は、第2熱交換器35に導入されて冷媒である清水と熱交換して冷却される。冷却された窒素は、第2熱交換器35から配管38を介して窒素圧縮機31へと導かれる。以上のようにして、窒素冷媒サイクル30が繰り返される。貨物タンク2の上部に接続されているベント配管21は、コールドボックス4を介して外部へと導かれている。ベント配管21からコールドボックス4へと導かれたボイルガスは、コールドボックス4内の冷却部C2、予冷却部C1の順に窒素冷媒サイクル30の配管37から導かれた窒素ガスと熱交換する。このように、窒素冷媒サイクル30の窒素ガスと熱交換することによりボイルオフガスは、冷却される。冷却されたボイルオフガスは、コールドボックス4から導出されて、図示しないボイラ等へ導かれて燃料ガス等に用いられる。ここで、従来のLNGの再液化装置201図9参照のコールドボックス204におけるボイルオフガスの熱交換と、本実施形態の圧力上昇抑制装置1のコールドボックス4における液状の再循環LNGの熱交換とを比較してみる。図3は、これらの熱交換の様子をグラフで示したものであり、図3Aは、図9に示した従来の再液化装置201のコールドボックス204におけるボイルオフガスの熱交換を示し、図3Bは、本実施形態の圧力上昇抑制装置1に設けられているコールドボックス4における液状の再循環LNGの熱交換を示している。図3Aおよび図3Bにおいて、縦軸にはボイルオフガス、液状の再循環LNGまたは冷媒の温度Tを示し、横軸は熱交換量を示している。また、図4には、本実施形態のコールドボックス4の出入口における窒素および液状の再循環LNGの温度差と、窒素圧縮機31の出入口における窒素の圧力比とを示す概念図が示されている。さらに、図5には、図4に示した窒素の温度、コールドボックス出入口における温度差と圧力比との関係を示すグラフが示されており、図5中の左縦軸には、冷媒である窒素ガスのコールドボックス4の出口における温度を示し、横軸は、コールドボックス4の出入口における窒素の圧力比を示し、右縦軸はコールドボックス出入口における温度差が示されている。また、図5中の破線L1は、窒素ガスの飽和温度を示し、◆印を有する線L2は、コールドボックス4の出口における窒素ガスの温度を示し、▲印を有するL3は、コールドボックス4の出入口における窒素ガスの温度差を示している。従来の再液化装置201の場合、図3Aに示すように、コールドボックス204に導かれたボイルオフガスは、コールドボックス204において冷媒である低温低圧の窒素ガスによって冷却される。この際、コールドボックス204の入口に導かれたLNGは、図3A中の気体Iに示すように、ガス状態であり、窒素ガス図3A中のIIにより冷却されて、液状とガス状との気液2相図3A中のIIIとされる。気液2相となったLNGは、コールドボックス204において更に窒素ガスと熱交換することにより凝縮されて再液化液状される図3A中のIV。このように従来の再液化装置201では、ボイルオフガスを冷却図3A中のIした後に凝縮図3A中のIVさせて液状とするため、コールドボックス204の出入口におけるボイルオフガスおよび窒素の温度差が大きくなる図3A中のV。このため、コールドボックス204の出入口における窒素の温度差を大きくするために、冷媒である窒素のコンデンサ204の出入口における差圧を大きくすることが必要となる。しかし、本実施形態の場合には、コールドボックス4に液状の再循環LNGを導くこととした。そのため、図3Bに示すように、単相液状の再循環LNG図3B中のIと窒素ガス図3B中のIIとが熱交換するのみとなる。したがって、コールドボックス4の出入口における液状の再循環LNGおよび窒素の温度差は、図3Aの従来の場合に比べて小さくなる図3B中のV。図4中のIや図5に示すように、コールドボックス4の出入口における窒素の温度差は、コールドボックス4の出入口における窒素の圧力比に比例する。すなわち、コールドボックス4の出入口における窒素の温度差は、図4中のIIおよび図5に示すように窒素圧縮機31の出入口における差圧圧力比に比例する。そのため、窒素の温度差が小さくなれば、窒素圧縮機31が発生する差圧も小さくすることができる。したがって、窒素冷媒サイクル30内に設けられる窒素圧縮機31の所要吸入吐圧比を小さくして、従来の2段式の窒素圧縮機231図9参照に比べて単段式の窒素圧縮機31へと段数を減少させることができる。さらに、本実施形態の場合には、液状の再循環LNGの単相を、コールドボックス4において窒素ガスと熱交換させて冷却するので、従来のコールドボックス104図9参照に比べてコールドボックス4の熱交換率を向上させて、コールドボックス4のコンパクト化を図ることができる。以上の通り、本実施形態に係る貨物タンク2の圧力上昇抑制装置1、これを備えている圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えている液化天然ガス運搬船によれば、以下の作用効果を奏する。貨物タンク貯蔵槽2から抽出した液状のLNG液化ガス、再循環LNGを、コールドボックス熱交換手段4において窒素ガス冷媒と熱交換させて冷却し、その冷却した液状の再循環LNGを配管供給手段11により貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGに供給することとした。これにより、配管11から供給された液状の再循環LNGにより、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGを冷却することができる。そのため、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNG全体の温度を低下させて、液状のLNGがガス化することを抑えることができる。この際、再循環LNGの液相単相のみをコールドボックス4において熱交換させるため、コールドボックス4では、ガス状窒素がコールドボックス4で与える温度差に相当する圧力差を窒素圧縮機冷媒用圧縮手段31および窒素昇圧機冷媒用圧縮手段32で与えればよいので、貨物タンク2に導かれる液状の再循環LNGの温度を貨物タンク2に応じた温度にすることができる。したがって、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGを冷却して、貨物タンク2の圧力上昇を抑制することができる。また、コールドボックス4において液状の再循環LNGと窒素ガスとを熱交換させる際には、再循環LNGの相変化を伴わない液相状態のみで行なわれるため、コールドボックス4の出入口における液状の再液化LNGの温度差が小さくなる。そのため、コールドボックス4の出入口における窒素の温度差も小さくなる。この窒素の温度差は、窒素の圧力差に比例しているので、結果として、コールドボックス4の出入口における窒素の圧力差を小さくすることとなる。これにより、コールドボックス4へ導かれる窒素を圧縮する窒素圧縮機31の圧縮比を小さくして、単段式の窒素圧縮機31にすることができる窒素圧縮機31の段数を減らすことができる。また、単段式の窒素圧縮機31にすることにより、窒素圧縮機31の設計が容易となり、かつ、窒素圧縮機31の機械損失を低減することができる。さらに、コールドボックス4に導かれる液状の再循環LNGを、相変化を伴うことなく冷却することとしたので、コールドボックス4の熱交換効率を高めることができる。そのため、コールドボックス4をコンパクト化することができる。したがって、圧力上昇抑制装置1の簡略化および圧力上昇抑制装置1全体の効率を向上させることができる。貨物タンク2から抽出した液状の再循環LNGをコールドボックス4において窒素ガスと熱交換させて冷却し、その冷却した液状の再循環LNGをボイルオフガス散布ノズル散布手段18により貨物タンク2内のボイルオフガスガス状のLNGに散布することとした。このように冷却された液状の再循環LNGと貨物タンク2内のボイルオフガスとを熱交換させることにより、ボイルオフガスを凝縮再液化することができる。すなわち、冷却された液状の再循環LNGの過冷却熱によって、ボイルオフガス中に散布された冷却された液状の再循環LNGの粒径が増大する。その後、この粒径が増大した液状の再循環LNGは、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGの表面液相表面に落下することとなる。そのため、ボイルオフガスによる貨物タンク2内の圧力上昇の抑制や貨物タンク2内の圧力を減圧することができる。コールドボックス4にて冷却された液状の再循環LNGであって、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGへと導かれる液状の再循環LNGの再循環量流量を調整する再循環制御弁供給流量調整手段17を供給手段に設けることとした。これにより、コールドボックス4により冷却される液状の再循環LNGを、外部から貨物タンク2への入熱分相当の流量にして貨物タンク2へと供給することができる。したがって、入熱によって貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNG全体の温度が上昇した場合であっても、貨物タンク2内の圧力上昇を抑制することができる。コールドボックス4にて冷却された液状の再循環LNGであって、貨物タンク2内のボイルオフガスへと導かれる液状の再循環LNGの散布量を調整するスプレー制御弁散布量調整手段16をボイルオフガス散布ノズル18に設けることとした。これにより、貨物タンク2内のボイルオフガスへと散布される冷却された液状の再循環LNGの流量を調整して、貨物タンク2内のボイルオフガスを凝縮再液化させる割合を調整することができる。したがって、ボイルオフガスによる貨物タンク2内の圧力を調整して、貨物タンク2内を所定の圧力以下にすることができる。貨物タンク2から抽出された液状の再循環LNGの一部をコールドボックス4からバイパス迂回して配管11およびおよび/またボイルオフガス散布ノズル18に導くバイパス配管バイパス手段13を設けることとした。さらに、このバイパス配管13には、バイパス配管13を通過する液状の再循環LNGのバイパス流量流量を調整するバイパスフロー制御弁バイパス流量調整手段15を設けることとした。これらにより、コールドボックス4により冷却された液状の再循環LNGと、コールドボックス4より冷却されなかったバイハス回路13を通過した液状の再循環LNGとを混合させて、配管11およびボイルオフガス散布ノズル18へ供給する再循環LNGの温度を調整することができる。したがって、貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGの冷却およびおよび/またボイルオフガスの再液化の割合を調整して、貨物タンク2内の圧力上昇を抑制することができる。圧力上昇抑制システム図示せずには、単相液状の再循環LNGを冷却して、液化天然ガス運搬船液化ガス運搬船に搭載されている各貨物タンク2内に貯蔵されている液状のLNGの冷却やボイルオフガスの再液化が可能な圧力上昇抑制装置1を設けることとした。したがって、液化天然ガス運搬船に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。第2実施形態本実施形態は、貨物タンクから抽出されたボイルオフガスおよび液状のLNGの一部を貯蔵するフラッシュタンクを設けて、フラッシュタンクから抽出された液状のLNGを再循環LNGとしてフラッシュタンクへと循環させる点で第1実施形態と相違し、その他は同様である。したがって、同一の構成および抑制方法については、同一の符号を付してその説明を省略する。図6には、本実施形態に係る圧力上昇抑制装置51の概略構成図が示されている。図6に示すように、LNG再循環系統60は、貯蔵槽として設けられている貨物タンク保存槽61と、貨物タンク61とコールドボックス熱交換手段4との間に設けられているフラッシュタンク中間槽62と、フラッシュタンク62内に貯蔵されている液状のLNG液化ガスを再循環するLNG循環ポンプ63とを備えている。なお。本実施形態のLNG循環ポンプ63は、第1実施形態の場合と異なり、LNGの荷役ポンプとは別置きとされている。フラッシュタンク62は、貨物タンク61から抽出された液状のLNGや、貨物タンク61内で発生したボイルオフガスガス状のLNGが一時的に格納されるものである。このフラッシュタンク62には、貨物タンク61から図示しない荷役ポンプによって液状のLNGの一部が導かれると共に、貨物タンク61の上部空間に貯蔵されているボイルオフガスが導かれる。フラッシュタンク62内に貯蔵されている液状のLNGの一部再循環LNGは、LNG循環ポンプ63によって配管20へと導出される。配管20に導出された液状の再循環LNGは、コールドボックス4へと導かれてコールドボックス4内の冷却部C2において、窒素冷媒サイクル30から導かれた低温低圧の窒素ガス冷媒と熱交換する。これにより、液状の再循環LNGは、冷却されて配管供給手段11へと導出される。配管11に導出された冷却された液状の再循環LNGは、ノズル18’を経てフラッシュタンク62の底部近傍からフラッシュタンク62内に貯蔵されている液状のLNGに供給される。これにより、フラッシュタンク62内の液状のLNGは、再循環LNGにより冷却される。また、配管11に導出された液状の再循環LNGの一部は、フラッシュタンク62の上部空間へと導かれてボイルオフガス散布ノズル散布手段18を経て、フラッシュタンク62内のボイルオフガスに散布される。これにより、フラッシュタンク62内のボイルオフガスが凝縮されて、凝縮再液化したボイルオフガスがフラッシュタンク62内の液相に落下する。貨物タンク61とフラッシュタンク62との間には、フラッシュタンク62内の液状のLNGを貨物タンク61へと移送する液移送パイプ65と、貨物タンク61内の液状のLNGを加圧してフラッシュタンク62内の下部へと移送する液加圧移送パイプ66と、貨物タンク61内のボイルオフガスをフラッシュタンク62内の上部へと移送するガス移送パイプ67とが設けられている。このように、フラッシュタンク62にて冷却された液状のLNGは、液移送パイプ65によってフラッシュタンク62内から貨物タンク61内へと導かれる。フラッシュタンク62から貨物タンク61内へとフラッシュタンク62内の冷却された液状のLNGが導かれることによって、貨物タンク61内に貯蔵されている液状のLNGが冷却される。これにより、貨物タンク61内の圧力上昇を抑制することができる。以上の通り、本実施形態に係る貨物タンクの圧力上昇抑制装置51、これを備えている圧力上昇抑制システム、この抑制方法、これを備えている液化天然ガス運搬船によれば、以下の作用効果を奏する。貨物タンク保存槽61と、貨物タンク61とコールドボックス熱交換手段4との間にフラッシュタンク中間槽62を設けて、フラッシュタンク62にコールドボックス4によって冷却された液状の再循環LNG液化ガスを戻すこととした。これにより、貨物タンク61の容量が比較的小規模な場合であっても、コールドボックス4にて冷却された液状の再循環LNGの全量を貨物タンク61に導くことなく、コールドボックス4にて冷却された液状の再循環LNGの一部をフラッシュタンク62に貯蔵することができる。したがって、貨物タンク61の容量が比較的小規模な場合であっても、貨物タンク61内に貯蔵されている液状のLNGを適切な温度に冷却することができる。また、フラッシュタンク62に配管供給手段11やボイルオフガス散布ノズル散布手段18を設けることとした。そのため、貨物タンク61をガスフリーすることなく、ボイルオフガス散布ノズル18やLNG循環ポンプ63をメンテナンスすることができる。したがって、圧力上昇抑制装置51のメンテナンスが容易となる。なお、本発明に係る圧力上昇抑制システムは、液化天然ガス運搬船にのみに適用されるものではなく、LNGを貯蔵する液化天然ガス貯蔵設備図示せずにも適用可能である。さらに、第1および第2実施形態では、液化ガスとして液化天然ガスLNGを用いて説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、液化ガスとして、液化石油ガスLPGやエタン、エチレン、アンモニアやそれらの混合物であってもよい。また、第1および第2実施形態では、コールドボックス4により冷却された液状の再循環LNGを貨物タンク2またはフラッシュタンク62内に貯蔵されている液状のLNGとボイルオフガスの両方に供給するとして説明したが、貨物タンク2またはフラッシュタンク62内に貯蔵されている液状のLNGまたはボイルオフガスのどちらか一方のみの供給としても良い。貨物タンク2またはフラッシュタンク62内に貯蔵されている液状のLNGのみに冷却された液状の再循環LNGを供給した場合には、貨物タンク2、61内に貯蔵されている液状のLNG全体の温度を下げることができ、液状のLNGからボイルオフガスが発生することを防ぐことができる。その結果、貨物タンク2、61内の圧力上昇を抑制することができる。また、ボイルオフガスのみに冷却された液状の再循環LNGを供給した場合には、ボイルオフガスの再液化を促してボイルオフガスによる貨物タンク2、61内の圧力上昇の抑制や減圧が可能となる。さらに、第1および第2実施形態では、複数の貨物タンク内には、液化ガスとしてLNGの1種類のみを用いる圧力上昇抑制システムとして説明したが、液化ガス運搬船に搭載される貨物タンクや液化ガス貯蔵設備に設置される貨物タンク毎に種類の異なる多種多様な液化ガスが貯蔵される圧力上昇抑制システムとしても良い。この場合には、再循環させる液化ガスの液相単相のみをコールドボックスにおいて熱交換をさせるので、窒素ガス冷媒がコールドボックスで与える温度差に相当する圧力差を窒素圧縮機冷媒用圧縮手段で与えればよいので、各貨物タンク貯蔵槽内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを1の圧力上昇抑制装置により冷却することができる。したがって、圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。1の圧力上昇抑制装置を用いて、各貨物タンク内に貯蔵されている多種多様な液化ガスを冷却することができる圧力上昇抑制システムとすることとしたので、液化ガス運搬船や液化ガス貯蔵設備に搭載される圧力上昇抑制システムの簡素化、設備費用を低減することができる。