2017-700338

特許第６００２３３０号発明「船舶の液化ガス処理方法」の特許異議申立事件について、次のとおり決定する。

【結　論】 特許第６００２３３０号の明細書、特許請求の範囲を訂正請求書に添付された訂正明細書、特許請求の範囲のとおり訂正後の請求項〔１－７、９－１０〕、８について訂正することを認める。 特許第６００２３３０号の請求項１ないし１０に係る特許を維持する。

【理　由】 第１　手続の経緯 特許第６００２３３０号の請求項１～１０に係る特許についての出願は、２０１３年（平成２５年）１０月２４日を国際出願日（優先権主張　２０１２年（平成２４年）１０月２４日　２０１２年（平成２４年）１２月１１日　２０１３年（平成２５年）６月２６日　韓国（ＫＲ））として出願された。その後の手続の経緯は以下のとおりである。 平成２８年３月７日付け　：拒絶理由通知 平成２８年７月１３日　　：意見書及び手続補正書の提出 平成２８年８月２５日付け：特許査定 平成２８年９月９日　　　：特許権の設定登録 平成２８年１０月５日　　：特許掲載公報の発行 平成２９年４月５日　　　：特許異議申立人遠藤雅子（以下、「特許異議　　　　　　　　　　　　　　申立人」という。）による、請求項１～１０　　　　　　　　　　　　　　に係る特許に対する特許異議の申立て 平成２９年７月１０日　　：特許権者による上申書の提出 平成２９年８月２日付け　：取消理由通知書 平成２９年１０月３０日　：特許権者による意見書及び訂正請求書の提出 平成２９年１２月７日付け：訂正拒絶理由通知書 平成３０年１月１８日　　：特許権者による意見書及び手続補正書の提出 平成３０年４月２３日付け：取消理由通知書（決定の予告） 平成３０年７月２４日　　：特許権者による意見書及び訂正請求書の提出 平成３０年９月２０日付け：特許法第１２０条の５第５項の通知 平成３０年１０月２３日　：特許異議申立人による意見書の提出 第２　訂正の適否 １．訂正の内容 平成３０年７月２４日にされた訂正の請求（以下、「本件訂正請求」という。）は、本件特許の願書に添付した明細書及び特許請求の範囲を、訂正請求書に添付した訂正明細書及び訂正特許請求の範囲のとおり訂正することを求めるものであり、その訂正の内容は以下のとおりである（下線は訂正箇所を示す）。 なお、平成３０年７月２４日にされた訂正の請求により、平成２９年１０月３０日にされた訂正の請求は、特許法第１２０条の５第７項の規定により取り下げられたものとみなす。 （１）訂正事項１ 特許請求の範囲の請求項１に「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、 前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、 前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、 前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。」と記載されているのを、「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、 前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、 前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、 前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。」に訂正する（請求項１の記載を引用する請求項２～７及び９、１０も同様に訂正する。）。 （２）訂正事項２ 特許請求の範囲の請求項８に「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、 前記高圧圧縮機に含まれる複数個の前記圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたボイルオフガスをオイルフィルタを経て移送することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。」と記載されているのを、「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、 前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、 前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、 前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させ、 前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、前記高圧圧縮機に含まれる複数個の前記圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送することを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。」に訂正する。 （３）訂正事項３ 特許請求の範囲の請求項９に「前記圧縮シリンダで圧縮されることで温度上昇したボイルオフガスを冷却する」と記載されているのを、「前記圧縮シリンダで圧縮されることで温度上昇したＢＯＧを冷却する」に訂正する。 （４）訂正事項４ 明細書の段落【００１５】、【０１２４】、【０１３７】及び【０１５１】にそれぞれ「ＬＮＧ・・・圧縮」と記載されているのを、「ＬＮＧ・・・加圧」に訂正する。 明細書の段落【００４３】に「ＬＮＧ及びＢＯＧをそれぞれ圧縮させる」と記載されているのを、「ＬＮＧ及びＢＯＧをそれぞれ加圧・圧縮させる」に訂正する。 明細書の段落【０１３７】、【０１３９】、【０１５４】及び【０１５８】にそれぞれ「圧縮されたＬＮＧ」と記載されているのを、「加圧されたＬＮＧ」に訂正する。 明細書の段落【０１３９】、【０１４０】及び【０１４７】にそれぞれ「高圧ポンプ・・・圧縮」と記載されているのを、「高圧ポンプ・・・加圧」に訂正する。 ２．一群の請求項及び明細書の訂正について 訂正前の請求項１～１０について、請求項２～１０はそれぞれ請求項１を直接又は間接に引用しているものであって、訂正事項１によって記載が訂正される請求項１に連動して訂正されるものである。したがって、訂正前の請求項１～１０に対応する訂正後の請求項１～１０は一群の請求項であるところ、訂正後の請求項８については、当該請求項について訂正が認められる場合には、請求項１～７及び９～１０とは別の訂正単位として扱われることを求めており、後記３．のとおり当該請求項については訂正が認められるので、本件訂正請求は、一群の請求項〔１～７、９～１０〕及び請求項８ごとに請求されている。 また、訂正事項４は、訂正後の請求項１～７及び９～１０と、訂正後の請求項８とに関係する訂正である。 ３．訂正の目的の適否、新規事項の有無及び特許請求の範囲の拡張・変更の存否 （１）訂正事項１ 訂正前の請求項１は、「ＬＮＧを圧縮して」及び「ＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する」と記載されていた。当該記載の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが、明細書の段落【０１１８】の「・・・高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して推進システムに燃料として供給するライン・・・」という記載や技術常識から明らかであるといえる。 訂正後の請求項１では、「ＬＮＧを加圧して」及び「ＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する」との記載により、訂正前の請求項１の誤記を訂正するものであるから、訂正事項１は、誤記の訂正を目的とするものである。 また、訂正事項１は、誤記を訂正するものであるから、カテゴリーや対象、目的を変更するものではなく、実質上特許請求の範囲を拡張・変更するものではない。 さらに、訂正事項１は、上記のように明細書の段落【０１１８】の記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。 （２）訂正事項２ ア．訂正の目的 （ア）訂正事項２は、訂正前の請求項８が訂正前の請求項１を引用する記載であったものを、請求項間の引用関係を解消し、請求項１の記載を引用しないものとし、独立形式請求項へ改めるための訂正であって、他の請求項の記載を引用する請求項の記載を当該他の請求項の記載を引用しないものとすることを目的とするものである。 （イ）また、訂正前の請求項８が引用していた訂正前の請求項１では、「ＬＮＧを圧縮して」及び「ＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する」と記載されていた。 上記（１）で述べたのと同様に、訂正後の請求項８では、「ＬＮＧを加圧して」及び「ＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する」との記載により、訂正前の誤記を訂正するものである。 したがって、訂正事項２は、誤記の訂正を目的とするものでもある。 （ウ）さらに、訂正前の請求項８の「ボイルオフガス」は、明細書の段落【０００７】の「・・・ボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ　Ｇａｓ）」という記載からすれば、特許請求の範囲で使用されている「ＢＯＧ」のことであるといえる。 訂正事項２は、訂正前の請求項８の「ボイルオフガス」との記載の存在により、本来同じことを示す「ＢＯＧ」との記載と「ボイルオフガス」との記載とが混在していたため、特許請求の範囲の記載が不明りょうであったものを、「ボイルオフガス」を「ＢＯＧ」と訂正することにより明瞭とすることを目的とするものである。 したがって、訂正事項２は、明瞭でない記載の釈明を目的とするものでもある。 （エ）加えて、訂正前の請求項８は、「前記高圧圧縮機は、複数個のシリンダを含み、」との記載により、高圧圧縮機が複数個の圧縮シリンダを含むことのみを特定している。それに対して,訂正後の請求項８は、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、」との記載により、高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを有するという構成を具体的に特定し、限定するものであるから、訂正事項２は、特許請求の範囲の減縮を目的とするものでもある。 イ．新規事項の有無 （ア）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８が引用していた訂正前の請求項１の「ＬＮＧを圧縮して」及び「ＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する」と記載されていたのを、訂正後の請求項８では、「ＬＮＧを加圧して」及び「ＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する」とする訂正は、明細書の段落【０１１８】の「・・・高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して推進システムに燃料として供給するライン・・・」という記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。 （イ）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８では、「圧縮されたボイルオフガス」と記載されていたのを、訂正後の請求項８では、「圧縮されたＢＯＧ」とする訂正は、明細書の段落【０００７】の「・・・ボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ　Ｇａｓ）」という記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。 （ウ）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個のシリンダを含み、」と記載されていのを、訂正後の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、」とする訂正は、訂正前の請求項８に係る発明の「高圧圧縮機」について、シリンダの数が複数であることのみが規定されていたものを、訂正後の請求項８に係る発明の「高圧圧縮機」が、潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含むというものに限定するものであり、しかも、この点は、明細書の段落【００７７】の「特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ－ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは油潤滑（ｏｉｌ－ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作する・・・」との記載に基づくものである。 したがって、訂正事項２のうち、訂正前の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個のシリンダを含み、」と記載されていのを、訂正後の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、」とする訂正は、本件明細書等のすべての記載を総合することにより導かれる技術的事項との関係において、新たな技術的事項を導入するものではないから、新規事項の追加に該当しない。 （エ）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８が訂正前の請求項１を引用する記載であったものを、請求項間の引用関係を解消し、請求項１の記載を引用しないものとし独立形式請求項へ改めつつ特許請求の範囲の減縮をするための訂正は、上記（ア）をも踏まえると、新規事項の追加に該当しない。 （オ）上記（ア）～（エ）より、訂正事項２は、新規事項の追加に該当しない。 ウ．特許請求の範囲の拡張・変更の存否 上記アのとおり、訂正事項２は、請求項間の引用関係を解消し、請求項１の記載を引用しないものとし、独立形式請求項へ改めるための訂正であり、また、請求項８に係る発明の「高圧圧縮機」について、潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み」との限定構成を付加するものであり、さらに、誤記を訂正し、加えて、明瞭でない記載の釈明をするものであるから、発明のカテゴリーや対象、目的を変更するものでなく、当該訂正事項により、訂正前の特許請求の範囲には含まれないとされていた発明が訂正後の特許請求の範囲に含まれることとなる、という事情は認められない。 したがって、訂正事項２は、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものでない。 （３）訂正事項３ 上記１．（３）のとおり、訂正事項３は、訂正前の請求項９の「ボイルオフガス」という記載を、訂正後の請求項９の「ＢＯＧ」とするものであり、上記（２）ア．（ウ）で述べたと同様に、明瞭でない記載の釈明を目的とするものである。そして、上記（２）イ．及びウ．で述べたと同様に、新規事項の追加をするものでなく、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものでもない。 （４）訂正事項４ 訂正事項４は、訂正事項４で特定される、訂正前の各段落の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが、明細書の段落【０１１８】の「・・・高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して推進システムに燃料として供給するライン・・・」という記載や技術常識から明らかであるといえる。 訂正事項４は、これら訂正前の各段落の「圧縮」を「加圧」と訂正することにより、正しい記載とすることを目的とするものであるから、誤記の訂正を目的とするものである。 そして、訂正事項４は、カテゴリーや対象、目的を変更するものではなく、実質上特許請求の範囲を拡張・変更するものではない。 さらに、上記のように明細書の段落【０１１８】の記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。 ４．小括 以上のとおり、訂正事項１～４に係る訂正は、特許法第１２０条の５第２項ただし書第１号、第２号、第３号及び第４号に掲げる事項を目的とするものであり、かつ、同条第９項で準用する同法第１２６条第５項及び第６項の規定に適合する。 したがって、明細書及び特許請求の範囲を、訂正請求書に添付された訂正特許請求の範囲及び訂正明細書のとおり、訂正後の請求項〔１～７、９～１０〕、８について訂正することを認める。 第３　取消理由の概要 訂正前の請求項１～１０に係る特許に対して、当審が平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由（決定の予告）の概要は次のとおりである。 ［取消理由１］本件特許は、特許請求の範囲の請求項１～１０の記載が不備のため特許法第３６条第２項に規定する要件を満たしていないから、取り消されるべきものである。 ［取消理由２］本件特許の請求項１～１０に係る発明は、その優先日前日本国内または外国において頒布された下記の刊行物１～９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、その優先日前にその発明の属する技術の分野における通常の知識を有する者（以下、「当業者」という。）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から、取り消されるべきものである。 記 [刊行物] 引用文献１：LNG as fuel for 2-stroke propulsion of Merchant ships. Sept.2012　MAN Diesel＆Turbo 引用文献２：永田良典，田ノ上聖，木田隆之，川合崇，「LNG燃料船用I HI-SPBタンク」，ＩＨＩ技報，株式会社ＩＨＩ技術開本部 管理部，平成２４年９月１日，第５２巻，第３号，p. 36-41 引用文献３：国際公開２０１２／１２８４４７号 引用文献４：韓国公開特許第１０－２０１２－００４９７３１号公報 引用文献５：特表２００９－５０４８３８号公報 引用文献６：特表２００８－５２８８８２号公報 引用文献７：特表２０１１－５１７７４９号公報 引用文献８：Roberto Chellini，”LABY-GI COMPRESSOR DEVELOPED FOR L NG CARRIER SERVICE”，COMPRESSORTechTwo，（米）， Diesel & Gas Turbine Publications，2008，Vol. 13， No. 7，p. 58, 60-63 引用文献９：米国特許第３９１９８５２号明細書 上記引用文献１は特許異議申立人の提出した甲第１号証であり、以下同様に、引用文献２～引用文献９は、甲第２号証、甲第３号証、甲第４号証、甲第５号証、甲第８号証、甲第１０号証、甲第９号証及び甲第１１号証である。 第４　当審の判断 １．本件発明 上記第２のとおり、本件訂正請求が認められるので、訂正後の請求項１～１０に係る発明は、以下のとおりのものである（以下、「本件発明１」～「本件発明１０」という。）。 「【請求項１】 ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、 前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、 前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、 前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。 【請求項２】 前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、 前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは複数個の前記圧縮シリンダのうち一部の圧縮シリンダによって圧縮された後、前記副エンジンに燃料として供給されることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。 【請求項３】 前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧ及び強制気化されたＬＮＧを前記高圧圧縮機に供給して圧縮させた後、前記主エンジン及び前記副エンジンのうち少なくとも１つに燃料として供給することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。 【請求項４】 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを前記副エンジンに供給する時、ＬＮＧのメタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせるためにＬＮＧから重炭化水素成分を分離することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。 【請求項５】 前記熱交換させた後のＢＯＧの減圧を膨張バルブまたは膨脹機により行うことを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。 【請求項６】 前記液化されたＢＯＧを気液分離器に供給して気体成分と液体成分とに分離し、 前記気体成分を前記貯蔵タンクから排出されて前記高圧圧縮機に移送されるＢＯＧに合流させることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。 【請求項７】 前記気液分離器に供給される液化されたＢＯＧを、冷却器により前記気体成分と熱交換させて冷却することを特徴とする請求項６に記載の船舶の液化ガス処理方法。 【請求項８】 ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、 前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、 前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、 前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させ、 前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、前記高圧圧縮機に含まれる複数個の前記圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送することを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。 【請求項９】 前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダと１つ以上の中間冷却機とを含み、 前記中間冷却機により、前記圧縮シリンダで圧縮されることで温度上昇したＢＯＧを冷却することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。 【請求項１０】 前記超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていないＢＯＧは、熱交換及び減圧されたことで、別途の冷媒を使用する再液化装置を使わないで液化されることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。」 ２．［取消理由１］について 平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由１は、具体的には、（i）請求項１の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する」という文言、及び、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧ポンプ」という文言は、技術的に不明確であるというもの、及び、（ii）請求項８の「圧縮機」の圧縮シリンダの全部がオイルフリー方式で作動するものである場合、請求項８の「オイルフィルタ」を設ける技術的意味が不明であるというものである。 そして、上記（i）の点については、上記第２の１．（１）の訂正事項１により解消された。 また、上記（ii）の点については、上記第２の１．（２）の訂正事項２により解消された。 したがって、平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由１によっては本件請求項１～１０に係る発明の特許を取り消すことはできない。 ３．［取消理由２］について （１）引用文献１の記載事項及び引用発明 本件特許に係る出願の優先日前に頒布された（「Japanese Shipyards' Technical Seminar from 2nd September to 8th September 2012 in Copenhagen」におけるTuesday 4th September　１２：３０～１５：４５のセッションで配布された。）刊行物である引用文献１には以下の事項が記載されている。 ※引用文献１の各頁右下には、＜＞内にスライド番号が付されているものと付されていないものがあるので、以下では、便宜的に引用文献１の表紙を第１頁とし、最終頁を第４２頁とした。 なお、引用文献１について、引用文献１の記載内容に一貫性があり、特別不自然な点もないこと等からみて、引用文献１が、「Japanese Shipyards' Technical Seminar from 2nd September to 8th September 2012 in Copenhagen」におけるTuesday 4th September　１２：３０～１５：４５のセッションで配布されたものと推認できることを付言する。 （訳は、異議申立人の訳を参考にして当審で付した。訳の後の（）内は原文。） ア．「商業船の２ストローク推進用燃料としてのＬＮＧ」（LNG as fuel for 2-stroke propulsion of Merchant Ships.）（第１頁） イ．第２１頁（スライド番号＜２１＞）には以下の図が示されている。 ウ．引用文献１には、上記イ．のとおり、ＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）の燃料ガス供給システムが図示されているところ、かかる図面の他、引用文献１の他の各頁及び当業者における技術常識を踏まえると、以下の事項が認定できる。 （ア）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）。（ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）については、第１５、１６頁、参照。） （イ）ＬＮＧ運搬船には、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（DF Gensete）が備えられている。 ここで、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（DF Gensete）とは、二元燃料ディーゼルエンジンと発電機のセットである（第１２、１３頁（スライド番号＜１２＞、＜１３＞）、参照。） （ウ）ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）、及び、この燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法。 なお、燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）については、第１３頁（スライド番号＜１３＞）、参照。 （エ）ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）は５つ（５段（5-stage））の圧縮シリンダを持ち（この点については第１７頁～１９頁、参照）、下記（カ）での経路は、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の第１段の後から分岐している。 （オ）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路。 （カ）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４－６ｂａｒとしてＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路。 （キ）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１～３段目のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路。 （ク）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路。 （ケ）上記（キ）の経路は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）であって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）を経由したＢＯＧ（BOG）のうち、ＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）と、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）とに供給されない、ＢＯＧ（BOG）をＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給するものであること。 （コ）上記（キ）の経路の熱交換器（Heat Exchanger）は、これによって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換すること。 （サ）上記（キ）の経路の膨張弁（Expansion Valve）は、これによって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とするものであること。 エ．したがって、引用文献１には、次の発明（以下、「引用発明」という。）が記載されているといえる。 「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）と、 ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法であって、 前記燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）は、 ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、 ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４－６ｂａｒとしてＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路と、 ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、 ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路と、を含み、 ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする、 ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法。」 （２）対比・判断 ア．本件発明１について （ア）対比 本件発明１と引用発明とを対比する。 ａ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）」は、本件発明１の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンク」に相当する。 また、同じく機能的、構造的にみて、引用発明の「ＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）」及び「ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）」の「ディーゼルエンジン」は、本件発明１の「主エンジン」及び「副エンジン」に相当する。 そして、引用発明の「ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）」は、船舶であるＬＮＧ運搬船の液化ガスといえるＬＮＧを燃料ガスとして供給して処理するシステムといえる。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法」は、本件発明１の「船舶の液化ガス処理方法」に相当するとともに、本件発明１の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを供給されて燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって前記液化ガスを処理する方法」に相当する。 ｂ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」及び「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は、それぞれ本件発明１の「高圧圧縮機」及び「高圧ポンプ」に相当する。 機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。同じく、機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４－６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して」「前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４－６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。 ｃ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプライン」との対比において、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプライン」の限度で一致する。 ｄ．本件発明１で使用されている圧力の単位ｂａｒａは引用発明のｂａｒを、特に、絶対圧であることを明記したものであるので、本件発明１の「ｂａｒａ」と引用発明１の「ｂａｒ」は実質的に同じ単位である。 とすると、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含」んでいるといえる。 また、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含」んでいるといえる。 そして、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、主エンジンたるＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）との間に並列して設けられているといえるから、それぞれの経路にある、高圧圧縮機たる「Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」と、高圧ポンプたる「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は並列に配置されているといえる。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」によって、本件発明１の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し」に相当する構成を有することとなる。 ｅ．ＬＮＧおいては、その組成の８割程度がメタンからなることが技術常識であり、メタンの臨界圧力がおよそ４６ｂａｒａ、臨界温度がおよそ－８３℃であることからすれば、引用発明において、Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）にいおて圧縮された後のＬＮＧが、３００ｂａｒ、４５℃であることは、当該ＬＮＧは超臨界状態となっているといえる。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃と」することは、機能的に、本件発明１の「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧ」とすることに相当する。 引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路」は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）であって、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）を経由したＢＯＧ（BOG）のうち、ＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）と、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）とに供給されない、ＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、さらに、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路である。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」ことは、本件発明１の「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」こととの対比において、「前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」という限度で一致する。 したがって、本件発明１と引用発明との一致点及び相違点は次のとおりであるといえる。 ＜一致点＞ 「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、 前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、 前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、 前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる船舶の液化ガス処理方法。」 ＜相違点１＞ 本件発明１は、「ポンプライン」が「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して」「前記副エンジンに燃料として供給する」ものを含むのに対し、引用発明はそのような構成を備えていない点。 ＜相違点２＞ 本件発明１は、「前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」のが、「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧ」であるのに対し、引用発明は、「前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」のが、「熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとし」た「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）」である点。 （イ）判断 ａ．相違点１について ＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンを有する船舶において、主エンジンと同様に、副エンジンについても、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して副エンジンに燃料として供給ラインを設けることは、従来周知の技術事項である（必要であれば、引用文献２の図６（ｂ）、引用文献３の【図９ａ】、【図９ｂ】、【図１０ｂ】、引用文献４の図１～４、参照。）。 したがって、引用発明において、相違点１に係る本件発明１の構成となすことは、上記従来周知の技術事項に基いて当業者が容易に想到し得たものといえる。 ｂ．相違点２について （ａ）引用文献１の第１６頁には、５段の圧縮シリンダを持つＬＮＧ運搬船用のＬａｂｙ－ＧＩ圧縮機手段（The Laby-GI Compressor Solution for LNG Carriers）が記載されており、続く第１７～１８頁で、Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機としてブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ－ＧＩ　６ＬＰ２５０－５Ｓが記載されている（Ｌａｂｙはブルクハルト社の登録商標）。第１７～１８頁の記載（第１７頁の「Stages 1 to 3 labyrinth sealing,oil-free」、「Stages 4 to 5 ring sealing,lubricated」という記載、及び、第１８頁（スライド番号＜１８＞）の右図の「Labyrinth 1st to 3rd stage」、「Ring sealed 4th to 5th stage」という記載）から、このブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ－ＧＩ　６ＬＰ２５０－５Ｓは、５段の圧縮シリンダを持ち、前３段がオイルフリー方式（ラビリンスシール）で作動するものあり、後２段が潤滑油方式で作動するものあることが看て取れる。 （ｂ）そして、引用文献１の第２１頁（スライド番号＜２１＞）には、５段の圧縮シリンダを持つＬＮＧ運搬船用のＬａｂｙ－ＧＩ圧縮機手段（The Laby-GI Compressor Solution for LNG Carriers）のオプションＮｏ．２（Option No.2）として、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段を経由して３９ｂａｒとし、その後、熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する構成をもつものが記載されている。 引用文献１における、上記第１６頁～２１頁の記載内容からすれば、引用文献１の第２１頁（スライド番号＜２１＞）に記載のＬＮＧ運搬船用の５段の圧縮シリンダを持つＬａｂｙ－ＧＩ圧縮機手段（The Laby-GI Compressor Solution for LNG Carriers）のオプションＮｏ．２（Option No.2）のＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）は、第１７頁～１８頁に記載されたブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ－ＧＩ　６ＬＰ２５０－５Ｓであると解するのが自然である。 そうすると、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒ」となったＢＯＧ（BOG）は、オイルフリー方式で作動する圧縮シリンダを経由し、超臨界状態まで圧縮されていない３９ｂａｒとなり、かつ、潤滑油を含まないＢＯＧ（BOG）であるといえる。 （ｃ）ここで、引用発明は、ＬＮＧ運搬船のＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を処理する（再液化する（Reliquefaction））方法であって、かかる引用発明によって処理（再液化）された、ＬＮＧはＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に戻される、すなわち、貨物として戻されるものである。ここで、貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれると貨物としての品質が低下することになるから、処理（再液化）されたＬＮＧにはオイルが含まれないことが要求されることは当業者には明らかである。そうすると引用発明において、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒ」とし、オイルを含まないＢＯＧ（BOG）を、「さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する」構成を採用したのは、引用発明によって処理（再液化）され貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれないようにすることを目的の一つとしていると理解できる。 （ｄ）ところで、メタンのモリエル線図から、当業者であれば、熱交換器を流れる流体の圧力が高圧になると熱交換器の熱伝達係数が改善され、また、膨張機の冷却性が改善されるという技術事項が認識できるとともに、超臨界流体は、熱容量や熱伝導度が大きく、高い熱移動速度が得られることが技術常識である。これらのことからすれば、引用発明において、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを通して、３９ｂａｒより高圧の超臨界圧に圧縮すれば、その後に経由される熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）での効率が上がることが当業者には予測可能であるともいえる。 しかしながら、例えば、引用発明にも採用されているブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ－ＧＩ　６ＬＰ２５０－５Ｓにも示されるように、ガスを圧縮する多段の高圧圧縮機の後段部分には、ガス圧や圧縮効率を考慮して潤滑油方式で作動する圧縮シリンダを採用することが一般的であり、仮に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を再液化処理するに当たり、再液化処理における熱交換器及び膨張弁での効率を考え、熱交換器及び膨張弁へ導入するＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を超臨界状態まで圧縮するには、多段の高圧圧縮機の潤滑油方式で作動する圧縮シリンダを経由させることとなるが、そうすると、再液化処理され貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれることとなり、このオイルを除去する手段を講じる必要が生じることとなる、また、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、より高圧に圧縮するには、より多くの動力が要求されることになることは当業者であれば容易に認識しうる。 したがって、引用発明において、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして分岐させる手段に代えて、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して、超臨界状態まで圧縮して分岐させる手段を採用することには、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由させると、再液化処理され貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれてしまうし、より多くの動力が要求されることになる、というその手段の採用を阻害する要因があるというべきである。 また、引用発明において、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒ」とすることには、上記（ｃ）で述べたように技術的合理性ないしメリットがあり、たとえ、メタンのモリエル線図から、当業者であれば、熱交換器を流れる流体の圧力が高圧になると熱交換器の熱伝達係数が改善され、また、膨張機の冷却性が改善されるという技術事項が認識できるとともに、超臨界流体は、熱容量や熱伝導度が大きく、高い熱移動速度が得られることが技術常識であり、引用発明において、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを通して、３９ｂａｒより高圧の超臨界圧に圧縮すれば、その後に経由される熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）での効率が上がることが当業者には予測可能であるとしても、上記技術的合理性ないしメリットに反して、Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを通して、３９ｂａｒより高圧の超臨界圧に圧縮する技術を採用することの起因ないし契機となることは、引用文献１には、記載も示唆もない。 よって、引用発明において、相違点２に係る本件発明１の構成となすことは、当業者が容易になし得たということはできない。 引用文献５は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を再液化処理してＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に戻す船舶の液化ガス処理システムに関する技術ではないし、また、液化対象である供給ガス流から分流したものを冷媒として用いる冷凍サイクルを利用して供給ガスを液化する装置を前提として、供給ガス流を超臨界圧を含む高圧に圧縮する技術を開示しているものであり（段落【００１３】）、供給ガス流（ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG））から分流したものを冷媒として用いる冷凍サイクルを利用しない引用発明とは技術的前提が異なることから、引用文献５に記載の供給ガス流を液化前に超臨界圧を含む高圧に圧縮するという技術事項を引用発明に適用することは、当業者であっても容易には想到し得ない。 なお、その他の引用文献６～９にも、相違点２に係る本件発明１の構成を示唆する記載はない。 ｃ．小括 以上のとおりであるから、本件発明１は、引用文献１～引用文献９に記載された事項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はない。 イ．本件発明２～７、９～１０について 本件発明２～７、９～１０は、本件発明１の発明特定事項を全て含み、さらに請求項２～７、９～１０に記載の発明特定事項を追加したものである。 したがって、本件発明２～７、９～１０と引用発明との間には、少なくとも上記ア．（ア）で指摘した相違点２が存在することとなる。そうすると、上記ア．（イ）ｂ．で述べた理由と同様の理由により、請求項２～７、９～１０は、引用文献１～引用文献９に記載された事項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はない。 ウ．本件発明８について （ア）対比 本件発明８と引用発明とを対比する。 ａ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）」は、本件発明８の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンク」に相当する。 また、同じく機能的、構造的にみて、引用発明の「ＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）」及び「ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）」の「ディーゼルエンジン」は、本件発明８の「主エンジン」及び「副エンジン」に相当する。 そして、引用発明の「ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）」は、船舶であるＬＮＧ運搬船の液化ガスといえるＬＮＧを燃料ガスとして供給して処理するシステムといえる。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法」は、本件発明８の「船舶の液化ガス処理方法」に相当するとともに、本件発明８の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを供給されて燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって前記液化ガスを処理する方法」に相当する。 ｂ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」及び「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は、それぞれ本件発明８の「高圧圧縮機」及び「高圧ポンプ」に相当する。 機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。同じく、機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４－６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して」「前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４－６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。 ｃ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプライン」との対比において、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプライン」の限度で一致する。 ｄ．本件発明８で使用されている圧力の単位ｂａｒａは引用発明のｂａｒを、特に、絶対圧であることを明記したものであるので、本件発明８の「ｂａｒａ」と引用発明１の「ｂａｒ」は実質的に同じ単位である。 とすると、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明８の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含」んでいるといえる。 また、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧ポンプを含」んでいるといえる。 そして、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、主エンジンたるＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）とＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）との間に並列して設けられているといえるから、それぞれの経路にある、高圧圧縮機たる「Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」と、高圧ポンプたる「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は並列に配置されているといえる。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」によって、本件発明８の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し」に相当する構成を有することとなる。 ｅ．ＬＮＧおいては、その組成の８割程度がメタンからなることが技術常識であり、メタンの臨界圧力がおよそ４６ｂａｒａ、臨界温度がおよそ－８３℃であることからすれば、引用発明において、Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）にいおて圧縮された後のＬＮＧが、３００ｂａｒ、４５℃であることは、当該ＬＮＧは超臨界状態となっているといえる。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃と」することは、機能的に、本件発明８の「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧ」とすることに相当する。 引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路」は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）であって、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）を経由したＢＯＧ（BOG）のうち、ＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）と、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）とに供給されない、ＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、さらに、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路である。 したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」ことは、本件発明８の「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」こととの対比において、「前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」という限度で一致する。 ｆ．引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」は「５段の圧縮シリンダを持つ」ものであるから、複数個の圧縮シリンダを含むものであるといえる。 そして、引用文献１の第１７頁～第１８頁の記載内容からすれば、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」は、引用文献１の第１７頁～第１８頁に記載のブルクハルト社（burchardt Compression）のＬａｂｙ－ＧＩ　６ＬＰ２５０－５Ｓであり、前３段がオイルフリー方式（ラビリンスシール）で作動するものあり、後２段が潤滑油方式で作動するものあるといえる（上記ア．（イ）ｂ．（ａ）、参照。）。 したがって、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」は、本件発明８の「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものを含」むに相当する構成を備えているといえる。 したがって、本件発明８と引用発明との一致点及び相違点は次のとおりであるといえる。 ＜一致点＞ 「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、 前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、 前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０～４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、 前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させ、 前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものを含む船舶の液化ガス処理方法。」 ＜相違点Ａ＞ 本件発明８は、「ポンプライン」が「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して」「前記副エンジンに燃料として供給する」ものを含むのに対し、引用発明はそのような構成を備えていない点。 ＜相違点Ｂ＞ 本件発明８は、「前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」のが、「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧ」であるのに対し、引用発明は、「前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」のが、「熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとし」た「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）」である点。 ＜相違点Ｃ＞ 本件発明８は、「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送する」ものであるのに対し、引用発明はそのような構成を備えていることについて限定されていない点。 （イ）判断 ａ．相違点Ａについて 相違点Ａは、相違点１と実質的に同じである。 したがって、上記ア．（イ）ａ．で述べた理由と同様の理由により、引用発明において、相違点Ａに係る本件発明８の構成となすことは、引用文献２～４に記載の従来周知の技術事項に基いて当業者が容易に想到し得たものといえる。 ｂ．相違点Ｂについて 相違点Ｂは、相違点２と実質的に同じである。 したがって、上記ア．（イ）ｂ.で述べた理由と同様の理由により、引用発明において、相違点Ｂに係る本件発明８の構成となすことは、当業者が容易に想到し得たということはできない。 ｃ．相違点Ｃについて 本件発明８において、「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送する」という構成を具備する理由は、本件発明８において、ＢＯＧを「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮」し、これによって、ＢＯＧを「１５０～４００ｂａｒａに圧縮」するため、圧縮したＢＯＧにオイルが含まれているから、これを除去するためであると理解できる。 ここで、上記ｂ．及びア．（イ）ｂ．で述べた理由と同様の理由により、引用発明において、再液化するＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して１５０～４００ｂａｒａに圧縮する構成となすことが当業者にとって容易に想到し得たものとはいえない。そうすると、再液化するＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由し圧縮する構成を採用することで初めて必要となる「圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送する」構成を、引用発明に採用することは、たとえ、引用文献７の段落【００１７】に、圧縮機におけるオイルフィルタの使用が示唆されていたとしても、当業者が容易に想到し得たということはできない。 ｄ．小括 以上のとおりであるから、本件発明８は、引用文献１～引用文献９に記載された事項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はない。 エ．［取消理由２］についてのまとめ 上記ア．～ウ．のとおりであるから、平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由２によっては本件請求項１～１０に係る発明の特許を取り消すことはできない。 ４．取消理由通知において採用しなかった特許異議申立理由について （１）特許法第３６条第６項第２号について 特許異議申立人は、特許異議申立書において、請求項１の「排出されて前記圧縮機に移送される」との記載は、「前記圧縮機」の記載の前に、「高圧圧縮機」の記載はあるが「圧縮機」の記載がないため、特許を受けようとする発明が明確でない旨主張する。 しかしながら、「前記圧縮機」の記載の前には「高圧圧縮機」以外の圧縮機に関する記載はないことからすれば、「前記圧縮機」が「高圧圧縮機」のことを指すことは当業者には明らかであるといえる。 したがって、特許を受けようとする発明が不明確であるとはいえず、特許請求の範囲の記載は特許法第３６条第６項第２号の要件を満たしている。 （２）特許法第１７条の２第３項について ア．特許異議申立人は、特許異議申立書において、平成２８年７月１３日にされた手続補正により補正された、請求項１の「前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」という補正事項は、船舶の液化ガス処理方法における処理の順番として「熱交換させた」後、「減圧して液化させる」ことを要件としているが、熱交換後に液化させること、しかも、減圧して液化させることは、願書に最初に添付した明細書には記載されていないから、上記補正事項は、願書に最初に添付した明細書、特許請求の範囲又は図面に記載した事項の範囲内においてされたものではない旨主張する。 しかしながら、願書に最初に添付した図面の【図２】、【図５】、【図６】、【図９】、【図１０】及び【図１３】には、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、熱交換器２１を通過させ、さらに、膨張機２５、５２を通過させるボイルオフガス復帰ラインＬ３が示されているとともに、願書に最初に添付した明細書の段落【００６５】～【００６７】、【００７０】、【００９６】～【００９８】、及び、【０１０１】には、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧが、熱交換器２１を通過し、さらに、膨張機２５、５２を通過することが記載されている。そして、これらの明細書及び図面の記載から、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧが、熱交換器２１を通過することによって熱交換され、その後、膨張機２５、５２を通過することによって膨張され、最終的に液化されることが記載されているといえる。 したがって、願書に最初に添付した明細書及び図面には、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、熱交換器２１を通過させ熱交換した後、膨張機２５、５２を通過させ減圧して、液化させるという事項が記載されているといえ、平成２８年７月１３日にされた手続補正により補正された、上記補正事項は、願書に最初に添付した明細書、特許請求の範囲又は図面に記載した事項の範囲内においてされたものであるといえる。 イ．（ア）特許異議申立人は、特許異議申立書において、特許法第１７条の２第３項に関し概ね次のようにも主張する。 （i）平成２８年７月１３日にされた手続補正により補正された、請求項８の「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の前記圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたボイルオフガスをオイルフィルタを経て移送する」という補正事項は、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧの分岐を前提とせずオイルフィルタを使用することも含まれるが、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧの分岐を前提とせずオイルフィルタを使用することは、願書に最初に添付した明細書には記載されていない。 （ii）上記補正事項によって、高圧圧縮機の２段や３段でＢＯＧを分岐させるとき、ボイルオフガスをオイルフィルタを経て移送することも含まれることとなるが、この点は、願書に最初に添付した明細書には記載されていない。 （イ）上記特許異議申立人の主張に対する当審の判断は以下のとおりである。 まず、請求項８は、上記第２の１．（２）の訂正事項２により訂正された。 （i）について、訂正後の請求項８に係る発明は、「前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮ラインと」、「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを」「液化させる」という発明特定事項を含んでいるから、「前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮ライン」から「前記高圧圧縮機によって１５０～４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを」「液化させる」ラインが分岐していることは明らかであり、訂正後の請求項８に係る発明は、分岐を前提としてオイルフィルタを使用するものとなっている。 なお、この点は、訂正前の請求項８に係る発明においても同様である。 （ii）について、訂正後の請求項８に係る発明は、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み」、「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送すること」という発明特定事項を含んでいるから、そもそも、、高圧圧縮機の２段や３段でＢＯＧを分岐させるという態様を想定していないものといえる。 なお、請求項８に関する訂正事項２が新規事項の追加にならないことは、上記第２の３．（２）イ．を参照されたい。 （３）小括 上記（１）（２）のとおりであるから、取消理由通知書において採用しなかった特許異議申立人の上記主張は採用することはできない。 第５　むすび 以上のとおり、請求項１～１０に係る発明の特許は、取消理由通知書（決定の予告）に記載した取消理由又は特許異議申立書に記載された特許異議申立理由によっては、特許を取り消すことができない。さらに、他に請求項１～１０に係る発明の特許を取り消すべき理由を発見しない。 よって、結論のとおり決定する。