2015-022030

特願２０１４－５１８８３８「液化ガス処理システム及びその方法」拒絶査定不服審判事件〔平成２５年１１月２１日国際公開、ＷＯ２０１３／１７２６４１、平成２６年８月２１日国内公表、特表２０１４－５２０２４０〕について、次のとおり審決する。

【結　論】 本件審判の請求は、成り立たない。

【理　由】 １　手続の経緯 本願は、２０１３年（平成２５年）５月１４日（パリ条約による優先権主張外国庁受理　２０１２年５月１４日　大韓民国、２０１２年１２月１４日　大韓民国、２０１３年５月１４日　大韓民国、２０１３年５月１４日　大韓民国）を国際出願日とする出願であって、平成２６年１２月１７日付けで拒絶の理由が通知され、平成２７年３月２４日に意見書の提出とともに手続補正がなされ、さらに同年４月１３日付けで再度拒絶の理由が通知され、同年７月２１日に意見書の提出とともに手続補正がなされたが、同年８月６日付けで拒絶査定された。 これに対して、平成２７年１２月１１日に拒絶査定に対する審判請求と同時に手続補正がなされ、平成２８年４月２０日に刊行物提出がなされ、平成２９年３月３０日付けで当審から拒絶の理由が通知され、同年６月２２日に意見書の提出とともに手続補正がなされたものである。 ２　本願発明 本願の請求項１ないし１５に係る発明は、平成２９年６月２２日に手続補正された特許請求の範囲の請求項１ないし１５に記載された事項により特定されるものと認められるところ、その請求項１の記載は、以下のとおりのものである。 「【請求項１】 液化ガス貯蔵タンクから需要先まで連結された液化ガス供給ラインと、 前記液化ガス供給ライン上に設けられ、前記液化ガス貯蔵タンクから排出された液化ガスを加圧するポンプと、 前記需要先と前記ポンプとの間の前記液化ガス供給ライン上に設けられ、前記ポンプから供給される液化ガスを熱伝達媒体と熱交換させる熱交換器と、 前記熱伝達媒体を加熱する媒体ヒーターと、 前記媒体ヒーターから前記熱交換器まで連結された媒体循環ラインと、 前記ポンプの駆動程度に応じて、前記熱交換器に供給される液化ガスの流量を算出し、 前記液化ガスの流量及び前記需要先が要求する液化ガスの状態に基づいて、前記熱伝達媒体の必要熱量を計算する、熱量算出器と、 前記熱量算出器から前記熱伝達媒体の必要熱量の伝達を受け、前記算出された前記熱交換器に供給される前記液化ガスの流量に基づいて計算される熱伝達媒体の必要熱量に基づき、前記媒体ヒーターに流入される前記熱伝達媒体の流量または前記媒体ヒーターが前記熱伝達媒体に供給する熱量を可変するコントローラと、 を含むことを特徴とする液化ガス処理システム。」（以下「本願発明」という） ３　当審が通知した拒絶の理由 当審が平成２９年３月３０日付けで通知した拒絶の理由の概要は、以下のとおりである。 本件出願の請求項１ないし１５に係る発明は、その出願前に日本国内又は外国において、頒布された下記の刊行物に記載された発明又は電気通信回線を通じて公衆に利用可能となった発明に基いて、当業者が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができない。 記 刊行物１：特表２０１１－５２００８１号公報 刊行物２：特開平８－２９６７９７号公報 刊行物３：韓国公開特許第１０－２０１２－０００７６４１号公報（周知技術を示す文献） ４　刊行物の記載事項 （１）当審が通知した上記拒絶の理由で引用した特表２０１１－５２００８１号公報（以下「引用例１」という）には、図１～６とともに次の事項が記載されている（下線は理解の便のため、当審で付与）。 ア　「【０００１】 本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）のような液化ガスを輸送する船舶用のデュアルフューエル（ｄｕａｌ－ｆｕｅｌ）エンジンないしはガスエンジンなどのエンジンにガスを供給するシステムに関する。 【背景技術】 【０００２】 ＬＮＧ船は、従来、蒸気タービン推進機を使用してきたが、現在は、低速ディーゼル、デュアルフューエル又はガス推進機に変わりつつある。 【０００３】 下記では、ボイルオフガス（ＢＯＧ）再液化システムと一体になったガス供給システムを説明する。新しいコンセプトには、先ず、中間閉ループを備えた「独立型」蒸発器（エバポレータ）が含まれ、更に、船舶を推進するエンジンに供給すべき気化ＬＮＧの冷却熱量を利用するために、蒸発器（オプティマイザ）をＢＯＧ再液化プラントに一体化することが含まれる。ＬＮＧ中の冷却熱量を利用することによって、全体動力消費量が削減される。ＢＯＧ再液化プラントが停止した場合、独立型蒸発器がガスエンジンに燃料供給する。 【０００４】 ＢＯＧ再液化プラントからの凝縮液、又はカーゴポンプによって供給される、カーゴタンクからのＬＮＧは、少なくとも１つの高圧（ＨＰ）ポンプに送られて、蒸発器に供給される。通常、超臨界圧を超えるＬＮＧが熱交換器内で加熱されて「ガス」になる。この熱交換器は、蒸発器又は気化器と称され、例えば図１及び図２を参照されたい。その後、高圧ガスは、図示されていない推進機関又はガスタービンに送られる。 【０００５】 高圧ポンプの吐出圧は、設計状態で通常最大３０ＭＰａ（３００ｂａｒ）である。ＬＮＧの温度は通常－１４０～－１５０℃である。高圧でのＬＮＧは超臨界であり、液相と固相間の区別が不可能である。それにも拘らず、本書では、高圧で大気温度までＬＮＧを加熱することを蒸発と呼ぶ。 【０００６】 高圧ポンプの吐出圧は、設計状態で通常最大３０ＭＰａ（３００ｂａｒ）である。ＬＮＧの温度は通常－１４０～－１５０℃である。 【０００７】 本システムは、加熱源を用いて高圧のＬＮＧを蒸発することに基づく。冷却筒水又は機械室からの蒸気をＬＮＧとの熱交換器、即ち当該蒸発器に直接使用しないようにするために、中間媒体を用いる閉ループがＬＮＧを加熱するために使用される。中間媒体は、ブライン混合物、グリコール混合物、炭化水素混合物、又は冷媒でもよく、以後「ブライン（ｂｒｉｎｅ）」と称する。図２に示されるように、その閉ループはＬＮＧ気化器、即ち蒸発器と、ブラインポンプと、図中に蒸気／熱湯蒸気機器と表示されている加熱源とを備える。これにより、気化器が内部漏洩した場合にＬＮＧが機械室に至る危険が防止される。中間ループを使用する他の主な理由は、この中間ループが、凍結の可能性がある故に、より安全なシステムであることである。 【０００８】 蒸発器は、その閉ループを含めて、ＢＯＧ再液化プラントと共にカーゴ圧縮機室（ＣＣＲ：Ｃａｒｇｏ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ Ｒｏｏｍ）に設置してもよく、独立した場所、又はエンジンルームに設置してもよい。 【０００９】 通常－１６０℃で約２～５ｂａｒのＬＮＧが、極低温ピストン式ポンプ（ＨＰポンプ）で通常３００ｂａｒに加圧される。次いで、ＬＮＧは、熱交換器、即ち蒸発器内で蒸発し、通常＋４５℃に加熱される。必要なら、図示されていないが、脈動ダンパがポンプ及び／又は蒸発器の出口に設置される。」 イ　「【００１１】 蒸発器内でＬＮＧはブラインによって加熱される。ブラインは、エンジンからの熱湯（冷却筒水）、例えば機械室からの、蒸気、プロセス機器からの冷却水を用いて、蒸気／熱湯加熱器内で加熱される。中間媒体に応じて、海水を加熱源にすることもできる。 【００１２】 加熱物質が蒸気の場合、ブラインは、通常９０℃で蒸発器に入り、通常３０℃で出て行く。加熱物質が冷却筒水の場合、ブラインは、通常７５℃で熱交換器に入り、通常３０℃出て行く。プロセス機器からの冷却水が使用される場合、温度レベルはより低い。 【００１３】 蒸発器を出た後、中間流（ブライン）はポンプで熱交換器に送られて、通常９０℃、或いは７５℃に加熱される。ブラインが加熱されるこの熱交換器は、図中「蒸気／熱湯加熱器」と称される熱源である。」 ウ　図１及び図２には、カーゴタンクからガスエンジンまでつながった矢印線による経路が認められ、カーゴタンクからガスエンジンまで連結されたＬＮＧ供給ラインが設けられていることが見て取れる。 また、図１及び図２からは、当該ＬＮＧ供給ライン上に、ＨＰポンプと蒸発器又は気化器とが設けられていることも見て取れる。 エ　上記摘記事項ア及びイ、並びに認定事項ウを、技術常識を踏まえて整理すると、引用例１には以下の発明が記載されていると認められる。 「カーゴタンクからガスエンジンまで連結されたＬＮＧ供給ラインと、 前記ＬＮＧ供給ライン上に設けられ、前記カーゴタンクからのＬＮＧを加圧する極低温ピストン式ポンプ（ＨＰポンプ）と、 前記ガスエンジンと前記ポンプとの間の前記ＬＮＧ供給ライン上に設けられ、前記ポンプから供給されるＬＮＧを中間媒体により加熱する蒸発器又は気化器と、 前記中間媒体の加熱源である蒸気／熱湯加熱器と、 前記蒸気／熱湯加熱器と前記蒸発器又は気化器を備える閉ループと、 通常－１６０℃のＬＮＧが前記蒸発器又は気化器内で通常＋４５℃に加熱されるように、前記蒸発器又は気化器から通常３０℃で出て行く前記中間媒体を、ブラインポンプで前記蒸気／熱湯加熱器に送り通常９０℃又は７５℃に加熱する手段と、 を含むガス供給システム。」（以下「引用発明」という） （２）当審が通知した上記拒絶の理由で引用した特開平８－２９６７９７号公報（以下「引用例２」という）には、図１～３とともに次の事項が記載されている（下線は理解の便のため、当審で付与）。 ア　「【０００４】図２において、１はＬＮＧ気化器、２は冷却水を循環させるポンプ、３はタービンの吸気を冷却する吸気冷却器である。ＬＮＧ気化器１では、冷却水が冷却される代りＬＮＧが気化されてＮＧとなりガスタービン燃焼器５に供給される。また、吸気冷却器３では、ＬＮＧ気化器１にて冷却された冷却水によりガスタービンの軸流空気圧縮機４に流入する吸気を冷却すると共に冷却水自体は熱交換により昇温しポンプ２に至る。吸気冷却器３での吸気冷却用の低温冷却水を得るためには、冷却水の流量が制御される必要があり、そのため、ＬＮＧ気化器１の出口に設置した温度検出器１５で検出したＬＮＧ気化器出口冷却水温度が所定の目標温度になるように同温度調節計１４で制御弁１３が調節される。」 イ　「【００１１】 【実施例】ここで、図１を参照して本発明の実施例を説明する。なお、図１において図２と同一部分には同一符号を付し説明を省略する。本実施例においては、ＬＮＧ気化器１の入口側にＬＮＧ流量制御手段を備えている。この手段は、ＬＮＧ流量検出器２０と、この流量検出値と入力ライン２２のＬＮＧ流量デマンドＧLNG とを取り込むＬＮＧ流量調節計１９と、この調節計１９によって調節され開閉制御されるＬＮＧ流量制御弁２１とからなる。ここで、入力ライン２２に現われるのは、ガスタービンからのＬＮＧ流量デマンドであり、ＬＮＧ流量設定値である。そして、流量調節計１９では、ＬＮＧ流量検出器２０にて得た検出値がＬＮＧ流量デマンドＧLNG と等しくなるようにＬＮＧ流量制御値２１を調節する。 【００１２】ＬＮＧ気化器１の冷却水入口側には、ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出器２３が備えられ、この点での温度検出が行なわれている。演算器２４は、入力ライン２２でのＬＮＧ流量デマンドＧLNG と前述の温度検出器２３の冷却水温度検出値、及びＬＮＧ気化器出口冷却水温度目標値やＬＮＧ気化器出口ＮＧガス温度目標値が入力され、後述の熱収支式［数１］によりガスタービン負荷変動によるＬＮＧ流量デマンド変動に応じて必要な冷却水量を与えるフィードフォワード計算値をライン２５にて得るものである。 【００１３】熱収支式は次のとおりである。 【数１】 ＧWC：冷却水流量フィードフォワード計算値 ＧLNG ：ＬＮＧ流量デマンド ＴNG：ＬＮＧ気化器出口ＮＧガス温度目標値 ＴLNG ：ＬＮＧ気化器入口ＬＮＧ温度（定数） ＴWO：ＬＮＧ気化器出口冷却水温度目標値 ＴWI：ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出値 Ｈ（Ｔ、Ｐ）：ＬＮＧ温度Ｔ、圧力ＰにおけるＬＮＧエンタルピ ＣW ：水の比熱 こうして、この演算器２４による熱収支式によってＬＮＧ負荷変化があってもその負荷に応じた冷却水流量を得ることができ、またＬＮＧ気化器入口冷却水温度が低下したとしてもその変化は熱収支式にて流量増加が得られる。」 ウ　「【００１５】演算器３０は、演算器２４の出力である冷却水流量フィードフォワード計算値ＧWCをＬＮＧ流量デマンドＧLNG の増加又は減少中のみ係数を乗算して真の冷却水量フィードフォワード設定値を得るものである。すなわち、一定周期で記憶されるＬＮＧ流量デマンドＧLNG につき、 １○｜ＧLNG （今回値）－ＧLNG （前回値）｜≦εのときＧW ＝ＧWCとし、 ２○上記以外のときＧW ＝ＧWC・Ｋとする。ここで、 ＧW ：真の冷却水流量フィードフォワード設定値 ＧWC ：冷却水流量フィードフォワード計算値 ＧLNG ：ＬＮＧ流量デマンド Ｋ ：定数（Ｋ＞１） ε ：小さい定数 この演算器３０により、ＬＮＧ負荷変動時にも確実に気化熱源である冷却水流量が確保できる。」（表記の都合で「１○」及び「２○」はそれぞれ丸囲いした数字を表す） ５　当審の判断 （１）対比 本願発明と引用発明とを対比する。 引用発明の「カーゴタンク」、「ガスエンジン」、「ＬＮＧ」及び「ガス供給システム」は、それぞれ本願発明の「液化ガス貯蔵タンク」、「需要先」、「液化ガス」及び「液化ガス処理システム」に相当する。 引用発明の「前記カーゴタンクからのＬＮＧを加圧する極低温ピストン式ポンプ（ＨＰポンプ）」は、本願発明の「前記液化ガス貯蔵タンクから排出された液化ガスを加圧するポンプ」に相当する。 引用発明の「中間媒体により加熱する蒸発器又は気化器」、「前記中間媒体の加熱源である蒸気／熱湯加熱器」及び「前記蒸気／熱湯加熱器と前記蒸発器又は気化器を備える閉ループ」は、それらの機能・作用を勘案すると、それぞれ本願発明の「熱伝達媒体と熱交換させる熱交換器」、「前記熱伝達媒体を加熱する媒体ヒーター」及び「前記媒体ヒーターから前記熱交換器まで連結された媒体循環ライン」に相当することも明らかである。 そうすると、引用発明は、以下の点で本願発明と一致し、また相違する。 ＜一致点＞ 「液化ガス貯蔵タンクから需要先まで連結された液化ガス供給ラインと、 前記液化ガス供給ライン上に設けられ、前記液化ガス貯蔵タンクから排出された液化ガスを加圧するポンプと、 前記需要先と前記ポンプとの間の前記液化ガス供給ライン上に設けられ、前記ポンプから供給される液化ガスを熱伝達媒体と熱交換させる熱交換器と、 前記熱伝達媒体を加熱する媒体ヒーターと、 前記媒体ヒーターから前記熱交換器まで連結された媒体循環ラインと、 を含む液化ガス処理システム。」 ＜相違点１＞ 本願発明が、熱交換器に供給される液化ガスの流量を、「前記ポンプの駆動程度に応じて」算出しているのに対し、引用発明では、ＬＮＧを極低温ピストン式ポンプ（ＨＰポンプ）で加圧してガスエンジンへ供給するが、ガスエンジンへのＬＮＧの流量がどのように算出されているかは不明な点。 ＜相違点２＞ 本願発明が、具体的な制御を、「前記熱交換器に供給される液化ガスの流量を算出し、前記液化ガスの流量及び前記需要先が要求する液化ガスの状態に基づいて、前記熱伝達媒体の必要熱量を計算する、熱量算出器」と「前記熱量算出器から前記熱伝達媒体の必要熱量の伝達を受け、前記算出された前記熱交換器に供給される前記液化ガスの流量に基づいて計算される熱伝達媒体の必要熱量に基づき、前記媒体ヒーターに流入される前記熱伝達媒体の流量または前記媒体ヒーターが前記熱伝達媒体に供給する熱量を可変するコントローラ」とを用いて行うのに対し、引用発明では、「通常－１６０℃のＬＮＧが前記蒸発器又は気化器内で通常＋４５℃に加熱されるように、前記蒸発器又は気化器から通常３０℃で出て行く前記中間媒体を、ブラインポンプで前記蒸気／熱湯加熱器に送り通常９０℃又は７５℃に加熱する手段」により制御しているが、上記具体的な制御を行う「熱量算出器」及び当該「コントローラ」の個別構成については不明である点。 （２）判断 ア　＜相違点２＞について 事案に鑑み、まず相違点２について検討する。 引用発明のガスエンジンは、引用例１の摘記事項アからみて船舶用のエンジンであり、このような船舶用エンジンは運転状況に応じて必要とするＬＮＧの量が変化するものであるから、ＨＰポンプの流量を変化させることは当然に行うことと認識できる。そして、当該ＨＰポンプの流量が変化すれば、引用発明のブラインポンプ（引用例１の図２の「塩水ポンプ」）の流量も当然に変化させなければならないと認識できるものである。 しかしながら、その具体的な制御方法については、引用例１には示されていないが、引用発明を実施しようとすれば、当該技術分野で知られた制御方法を用いることは通常想到し得るところ、フィードフォワード制御を用いることが引用例２に示されており、引用発明においてそのような制御方法を用いることに困難性は認められない。 具体的には、引用例２には、ＬＮＧ気化器について、演算器２４及び演算器３０により、ＬＮＧ流量デマンドやＬＮＧ気化器出口ＮＧガス温度目標値等を用いて、冷却水流量の計算値ＧWCを算出する技術が記載されている。そして、引用例２の摘記事項イからは、当該冷却水流量の計算値ＧWCの具体的算出方法として、引用例２に記載された演算器２４による熱収支式【数１】を見ると、ＬＮＧ流量デマンド、ＬＮＧ気化器出口ＮＧガス温度目標値及びＬＮＧ気化器入口ＬＮＧ温度から求められるＬＮＧエンタルピ、ＬＮＧ気化器を通過する冷却水が保有する熱量とから、冷却水流量フィードフォワード計算値を算出していることが理解される。 ここで、上記【数１】における上記ＬＮＧ流量デマンドとは、ＬＮＧ気化器に供給されるＬＮＧの流量を意味しているから、本願発明の「熱交換器に供給される液化ガスの流量」に相当し、上記ＬＮＧエンタルピとは、ガスタービンが要求するＬＮＧの状態を意味しているから、本願発明の「需要先が要求する液化ガスの状態」に相当するものである。 また、上記冷却水流量フィードフォワード計算値については、引用例２の摘記事項アから、冷却水がＬＮＧ気化器から吸気冷却器を経てポンプまで戻る流路における流量であることが理解されるととともに、引用例２の摘記事項ウには、演算器３０において、上記演算器２４の出力である冷却水流量フィードフォワード計算値ＧWCをＬＮＧ流量デマンドＧLNG の増加又は減少中のみ係数を乗算して真の冷却水量フィードフォワード設定値を得ていることも記載されている。よって、引用例２の「真の冷却水流量フィードフォワード設定値」は、本願発明における「媒体ヒーターに流入される熱伝達媒体の流量」に相当する。 そうすると、引用例２の演算器２４及び演算器３０では、結果的に、熱交換器に供給される液化ガスの流量及び需要先が要求する液化ガスの状態に基づいて、熱伝達媒体の必要熱量を計算し、媒体ヒーターに流入される前記熱伝達媒体の流量を算出してフィードフォワード制御する事項を行っていると認められる。そして、上記演算器２４及び演算器３０は、当該事項を行う点では、本願発明の「熱量算出器」及び「コントローラ」と同様の演算制御機能を有しているものであり、このような演算制御機能を有するものについて、機能ごとに「熱量算出器」及び「コントローラ」のような装置名を付与することも、必要に応じて適宜成し得る設計事項にすぎない。 イ　＜相違点１＞について 次に相違点１について検討する。 上記相違点２についての検討で示したように、引用例２に示されたフィードフォワード制御技術においては、ガスの流量はガスタービンからの「ＬＮＧ流量デマンド」を用いており、この引用例２に記載された制御技術を引用発明に適用すれば、ガスの流量としては、ガスエンジンが必要とする流量を用いることとなる。 これに対し、本願発明では、液化ガスの流量は「ポンプの駆動程度に応じて」算出されており、そのポンプの駆動程度については、本願明細書の段落【００８６】に「ポンプ３０の駆動程度とは、ポンプ３０のＲＰＭを意味し」と記載されている。そして、本願発明においてポンプのＲＰＭがどのように決定されるのかは、本願明細書からは不明であるが、技術常識からすれば、需要先２０が要求するガスの流量に応じてポンプのＲＰＭが決定されると考えざるを得ない。 してみると、相違点１は、引用発明に引用例２に記載された制御技術を適用した場合には、ガスの流量として、需要先が要求するガスの流量を直接用いることになるのに対し、本願発明では、需要先が要求するガスの流量を、一度ポンプのＲＰＭという数値に置き換えた上で改めてガスの流量を算出する点で相違するということになるが、結果としてはガスの流量を得る点では変わりはなく、一度ポンプのＲＰＭのようなポンプの駆動程度を用いることについて、その技術的な意義について意見書を参酌しても不明であり、ポンプの駆動程度を用いたことに困難性があったものとは認められない。 ウ　小括 よって、引用発明において、ＬＮＧを中間媒体を用いて加熱制御する手段として、上記引用例２に記載された演算器２４及び演算器３０が行う事項を適用するとともに、その適用時にＬＮＧ流量を算出で求めるようにし、演算器２４及び演算器３０を機能により「熱量算出器」及び「コントローラ」という装置名を付与することで、本願発明を構成することは、当業者であれば容易に想到する事項であると認められる。 また、本願発明によってもたらされる効果も、引用発明及び引用例２に記載された事項から、当業者であれば予測できる程度のものであって格別なものではない。 ６　むすび したがって、本願発明は、引用発明及び引用例２に記載された事項に基づいて、当業者が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第２９条第２項の規定により、拒絶をすべきものである。 よって、本願のその他の請求項に係る発明について検討するまでもなく、本願は拒絶されるべきであるから、結論のとおり審決する。