2017-700361

特許第６００５８７０号発明「船舶の液化ガス処理システム」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６００５８７０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、訂正特許請求の範囲のとおり訂正後の請求項１、〔２、１１～１４、１７〕、３、４、〔５、６〕、７～１０、〔１５、１６〕、１８について訂正することを認める。 特許第６００５８７０号の請求項２、５、６及び１１～１８に係る特許を維持する。 特許第６００５８７０号の請求項１、３、４及び７～１０に係る特許についての特許異議の申立てを却下する。

【理　由】 第１　手続の経緯 特許第６００２３３０号の請求項１～１８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１６日　　：特許権の設定登録 平成２８年１０月１２日　：特許掲載公報が発行 平成２９年４月１２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１～１８　　　　　　　　　　　　　　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を削除する。 （２）訂正事項２ 特許請求の範囲の請求項２に「前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで一次圧縮されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次圧縮させるための高圧ポンプとを含む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システム。」と記載されているのを「貨物としての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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン；及び 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、 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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプとを含み、前記ＬＮＧ主供給ラインに、二次加圧されたＬＮＧを気化させる気化器を更に含み、前記気化器で気化されたものが燃料して主エンジンに供給されることを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （３）訂正事項３ 特許請求の範囲の請求項３を削除する。 （４）訂正事項４ 特許請求の範囲の請求項４を削除する。 （５）訂正事項５ 特許請求の範囲の請求項５に「前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記気液分離器に供給されるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる気化器をさらに含むことを特徴とする請求項４に記載の船舶の液化ガス処理システム。」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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン；及び 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、 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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプとを含み、 前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記高圧ポンプの上流側で前記ＬＮＧ主供給ラインから分岐され、 前記ＬＮＧ副供給ラインは、燃料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気液分離器と、前記気液分離器に供給されるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる気化器とを含み、前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせることを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （６）訂正事項６ 特許請求の範囲の請求項６に「前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記気液分離器でメタン価が合わせられた燃料の温度を前記副エンジンで要求する値に調節するヒータをさらに含むことを特徴とする請求項４に記載の船舶の液化ガス処理システム。」と記載されているのを、「前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記気液分離器でメタン価が合わせられた燃料の温度を前記副エンジンで要求する値に調節するヒータをさらに含むことを特徴とする請求項５に記載の船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （７）訂正事項７ 特許請求の範囲の請求項７を削除する。 （８）訂正事項８ 特許請求の範囲の請求項８を削除する。 （９）訂正事項９ 特許請求の範囲の請求項９を削除する。 （１０）訂正事項１０ 特許請求の範囲の請求項１０を削除する。 （１１）訂正事項１１ 特許請求の範囲の請求項１１に「前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンであって、前記副エンジンはＤＦエンジンであ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システム。」と記載されているのを、「前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンであって、前記副エンジンはＤＦエンジンであることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （１２）訂正事項１２ 特許請求の範囲の請求項１２に「前記減圧手段は、膨張バルブまたは膨脹機であ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システム。」と記載されているのを、「前記減圧手段は、膨張バルブまたは膨脹機であることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （１３）訂正事項１３ 特許請求の範囲の請求項１３に「前記熱交換器及び前記減圧手段を通過しながら熱交換及び減圧されて液化されたＢＯＧが供給されて気体成分と液体成分とに分離する気液分離器を含み、 前記気体成分を、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システム。」と記載されているのを、「前記熱交換器及び前記減圧手段を通過しながら熱交換及び減圧されて液化されたＢＯＧが供給されて気体成分と液体成分とに分離する気液分離器を含み、 前記気体成分を、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ＢＯＧに合流させることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する（請求項１３の記載を引用する請求項１４も同様に訂正する。）。 （１４）訂正事項１４ 特許請求の範囲の請求項１５に「前記圧縮機に含まれた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は、オイルフィルタを経て移送されることを特徴とする請求項７に記載の船舶の液化ガス処理システム。」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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン；及び 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを、前記複数個の圧縮シリンダを全部通過して１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、　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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で動作するものとオイルフリー方式で動作するものとを含み、前記圧縮機に含まれた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は、オイルフィルタを経て移送されることを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （１５）訂正事項１５ 特許請求の範囲の請求項１６に「前記圧縮機は、圧縮されながら温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却機を含むことを特徴とする請求項７に記載の船舶の液化ガス処理システム。」と記載されているのを、「前記圧縮機は、圧縮されながら温度が上昇したＢＯＧを冷却させるための１つ以上の中間冷却機を含むことを特徴とする請求項１５に記載の船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （１６）訂正事項１６ 特許請求の範囲の請求項１７に「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、前記熱交換器及び前記減圧手段を通過しながら熱交換及び減圧されることで、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システム。」と記載されているのを、「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、前記熱交換器及び前記減圧手段を通過しながら熱交換及び減圧されることで、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２に記載の船舶の液化ガス処理システム。」に訂正する。 （１７）訂正事項１７ 特許請求の範囲の請求項１８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を圧縮機によって圧縮して前記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をポンプによって圧縮して前記エンジンに燃料として供給するポンプラインとを含み、 前記ポンプラインを介してＬＮＧを前記エンジンに供給する時、ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによってＬＮＧのメタン価を前記エンジンで要求する値に合わせるメタン価調節ステップを含み、 前記圧縮機によって前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、前記超臨界状態となったＢＯＧのうち前記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、減圧して液化する工程を含む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を圧縮機によって圧縮して前記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をポンプによって加圧して前記エンジンに燃料として供給するポンプラインとを含み、 前記エンジンは、１５０～４００ｂａｒａの高圧の燃料が供給される主エンジンと前記主エンジンより低圧の燃料が供給される副エンジンとで構成されると共に、前記副エンジンはＤＦエンジンであり、前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンであり、 前記ポンプラインを介してＬＮＧを前記エンジンに供給する時、ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによって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メタン価調節ステップを含み、前記メタン価調整ステップは、前記副エンジンにＬＮＧを供給するポンプラインに設置されたメタン価調節用の気化器と、前記メタン価調節用の気化器で加熱されて部分的に気化したＬＮＧが供給されるメタン価調節用の気液分離機とを含んで、前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせ、 前記圧縮機によって前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、前記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、減圧して液化する工程を含むことを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。」に訂正する。 （１８）訂正事項１８ 明細書の段落【００１５】、【００１６】、【００２７】、【００２８】、【０１２８】、【０１４１】及び【０１５５】に「ＬＮＧ・・・圧縮」と記載されいるのを、「ＬＮＧ・・・加圧」に訂正する。 また、明細書の段落【００１６】、【０１４１】、【０１４３】、【０１５８】及び【０１６２】に「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。 さらに、明細書の段落【００４７】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。 加えて、明細書の段落【０１４３】、【０１４４】及び【０１５１】に「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１～１７について、請求項２～１７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１～１７に対応する訂正後の請求項１～１７は一群の請求項であるところ、訂正後の請求項２及び訂正後の請求項２の記載を引用する訂正後の請求項１１～１４及び１７と、訂正後の請求項５及び訂正後の請求項５の記載を引用する訂正後の請求項６と、訂正後の請求項１５及び訂正後の請求項１５の記載を引用する訂正後の請求項１６とについては、当該請求項について訂正が認められる場合には、それぞれ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〔２、１１～１４、１７〕、〔５、６〕、〔１５、１６〕及び請求項１８ごとに請求されている。 また、訂正事項１８は、訂正後の請求項２、１１～１４及び１７と、訂正後の請求項５及び６と訂正後の請求項１５及び１６と訂正後の請求項１８について行う訂正である。 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、３、４及び７～１０について 訂正事項１、３、４及び７～１０は、それぞれ請求項１、３、４及び７～１０を削除するというものであるから、特許請求の範囲の減縮を目的とするものである。 訂正事項１、３、４及び７～１０は、それぞれ請求項１、３、４及び７～１０を削除するというものであるから、願書に添付した明細書、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り、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものではない。 （２）訂正事項２について ア．訂正の目的 （ア）訂正事項２は、訂正前の請求項２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、訂正事項２は、訂正前の請求項２が引用していた訂正前の請求項１の「ＬＮＧをポンプによって圧縮して」及び「排出ポンプで一次圧縮されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次圧縮させるための高圧ポンプ」との記載に関し、明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載及び当業者における技術常識からすれば、当該記載の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが明らかであるのを、上記（ア）にともなって訂正後の請求項２で、「ＬＮＧをポンプによって加圧して」及び「排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプ」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。 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ある。 （ウ）さらに、訂正事項２によって、訂正前の請求項２は、訂正前の請求項１を引用し、「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンク」との記載により、貯蔵タンクにＬＮＧが貯蔵されることを特定していたのを、訂正後の請求項２は、「貨物としてのＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンク」との記載により、貯蔵タンクに貯蔵されるＬＮＧが貨物であることを具体的に特定している。 同じく、訂正前の請求項２は、訂正前の請求項１を引用し、「貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン」との記載により、ＬＮＧ主供給ラインが貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって圧縮して主エンジンに燃料として供給することを特定していたのを、訂正後の請求項２は、「前記ＬＮＧ主供給ラインに、二次加圧されたＬＮＧを気化させる気化器を更に含み、前記気化器で気化されたものが燃料して前記主エンジンに供給される」との記載により、ＬＮＧ主供給ラインは二次加圧されたＬＮＧを気化器で気化して燃料として主エンジンに供給するという具体的な構成を特定している（なお、訂正後の請求項２の「燃料して」は「燃料として」の意味であることが明らかである。この点に関しては、後記「第４　１．」のなお書きも参照のこと。）。 したがって、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．新規事項の追加の有無 （ア）訂正事項２のうち、上記ア．（ア）の訂正は、願書に添付した明細書、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。 （イ）訂正事項２のうち、上記ア．（イ）の訂正は、願書に添付した明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 （ウ）訂正事項２のうち、上記ア．（ウ）前段の訂正は、願書に添付した明細書の段落【０１６５】の「ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）」との記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 訂正事項２のうち、上記ア．（ウ）後段の訂正は、願書に添付した図面の【図６】及び願書に添付した明細書の段落【０１４３】の「液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１から排出ポンプ１２を介して排出されたＬＮＧは、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３に沿って移送されて高圧ポンプ４３に供給される。さらに、ＬＮＧは高圧ポンプ４３で高圧に圧縮された後、気化器４４に供給されて気化される。気化されたＬＮＧは燃料として高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに供給される。」との記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 ウ．特許請求の範囲の拡張・変更の存否 訂正事項２は、訂正前の請求項２について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誤記の訂正及び特許請求の範囲の減縮を目的と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はなく、また、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はない。 （３）訂正事項５について ア．訂正の目的 （ア）訂正事項５は、訂正前の請求項５が訂正前の請求項１～４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１～４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、訂正事項５は、訂正前の請求項５が引用していた訂正前の請求項１の「ＬＮＧをポンプによって圧縮して」及び「排出ポンプで一次圧縮されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次圧縮させるための高圧ポンプ」との記載に関し、明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載及び当業者における技術常識からすれば、当該記載の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが明らかであるのを、上記（ア）にともなって訂正後の請求項５で、「ＬＮＧをポンプによって加圧して」及び「排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプ」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。 したがって、訂正事項５は、誤記の訂正を目的とするものでもある。 （ウ）さらに、訂正事項５によって訂正前の請求項５は、「前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記気液分離器に供給されるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる気化器をさらに含む」との記載により、ＬＮＧ副供給ラインが気液分離器に供給されるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる気化器を含むことを特定していたのを、訂正後の請求項５は、「前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせる」との記載により、ＬＮＧ副供給ラインに含まれる気化器の加熱温度を調節することで、メタン価を副エンジンで要求する値に合わせるという具体的な構成を特定している。 したがって、訂正事項５は、特許請求の範囲の減縮を目的とするものでもある。 イ．新規事項の追加の有無 （ア）訂正事項５のうち、上記ア．（ア）の訂正は、願書に添付した明細書、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。 （イ）訂正事項５のうち、上記ア．（イ）の訂正は、上記ア．（イ）で述べたように、願書に添付した明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 （ウ）訂正事項５のうち、上記ア．（ウ）の訂正は、願書に添付した明細書の段落【０１４６】の「ＬＮＧ副供給ラインＬ２４には気化器４５、気液分離器４６及びヒータ４７が設置され、燃料として供給されるＬＮＧのメタン価及び温度をＤＦエンジンで要求する値に調節できる。」との記載、及び段落【０１４９】の「ＬＮＧに含まれていた炭化水素成分の比率及びエンジンで要求するメタン価などを勘案して、適切なメタン価を得るために、気化器４５での加熱温度を調節できる。」との記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 ウ．特許請求の範囲の拡張・変更の存否 訂正事項５は、訂正前の請求項５について請求項間の引用関係を解消し、請求項１～４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るとともに、誤記の訂正及び特許請求の範囲の減縮を目的と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はなく、また、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５は、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものではない。 （４）訂正事項６ 訂正事項６は、訂正前の請求項６が訂正前の請求項４を引用する記載であったものを、訂正事項４（請求項４の削除）に伴って、訂正後の請求項５を引用する記載へ改めるための訂正である。そして、請求項５に関する訂正事項５の内容（上記（３））を踏まえると、訂正事項６は、特許請求の範囲の減縮及び誤記の訂正を目的とするものである。 また、上記（３）を踏まえると、訂正事項６は、願書に添付した明細書、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ともに、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものではない。 （５）訂正事項１１～１３及び１６ 訂正事項１１～１３及び１６は、訂正前の請求項１１～１３及び１６が訂正前の請求項１を引用する記載であったものを、訂正事項１（請求項１の削除）に伴って、訂正後の請求項２を引用する記載へ改めるための訂正である。そして、請求項２に関する訂正事項２の内容（上記（２））を踏まえると、訂正事項１１～１３は、特許請求の範囲の減縮及び誤記の訂正を目的とするものである。 また、上記（２）を踏まえると、訂正事項１１～１３及び１６は、願書に添付した明細書、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ともに、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものではない。 （６）訂正事項１４ ア．訂正の目的 （ア）訂正事項１４は、訂正前の請求項１５が訂正前の請求項１及び訂正前の請求項７を間接又は直接に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及び請求項７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、訂正事項１４は、訂正前の請求項２が引用していた訂正前の請求項１の「ＬＮＧをポンプによって圧縮して」及び「排出ポンプで一次圧縮されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次圧縮させるための高圧ポンプ」との記載に関し、明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載及び当業者における技術常識からすれば、当該記載の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが明らかであるのを、上記（ア）にともなって訂正後の請求項２で、「ＬＮＧをポンプによって加圧して」及び「排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプ」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。 したがって、訂正事項１４は、誤記の訂正を目的とするものである。 （ウ）さらに、訂正前の請求項１５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１４は、訂正前の請求項１５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」との記載が混在していたため、特許請求の範囲の記載が不明瞭であったものを、「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１４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１５は、訂正前の請求項７を引用し、「前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含む」との記載により、圧縮機が複数個の圧縮シリンダを含むことを特定している。それに対して、訂正後の請求項１５は、「前記複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で動作するものとオイルフリー方式で動作するものとを含み、」との記載により、圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で動作するものとオイルフリー方式で動作するものとを含むという具体的な構成を特定している。 したがって、訂正事項１４は、特許請求の範囲の減縮を目的とするものでもある。 イ．新規事項の追加の有無 （ア）訂正事項１４のうち、上記ア．（ア）の訂正は、願書に添付した明細書、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。 （イ）訂正事項１４のうち、上記ア．（イ）の訂正は、願書に添付した明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 （ウ）訂正事項１４のうち、上記ア．（ウ）の訂正は、願書に添付した明細書の段落【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、願書に添付した明細書、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。 （ウ）訂正事項１４のうち、上記ア．（エ）の訂正は、願書に添付した明細書の段落【００８１】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つのシリンダは潤滑油（ｏｉｌ－ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作する」との記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 ウ．特許請求の範囲の拡張・変更の存否 訂正事項１４は、訂正前の請求項１５について請求項間の引用関係を解消し、請求項１及び請求項７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るとともに、誤記の訂正、明瞭でない記載の釈明及び特許請求の範囲の減縮を目的と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はなく、また、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１４は、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものではない。 （７）訂正事項１５ 訂正事項１５は、訂正前の請求項１６が訂正前の請求項７を引用する記載であったものを、訂正事項７（請求項７の削除）に伴って、訂正後の請求項１５を引用する記載へ改めるための訂正である。そして、請求項１５に関する訂正事項１４の内容（上記（６））を踏まえると、訂正事項１５は、特許請求の範囲の減縮、誤記の訂正及び明瞭でない記載の釈明を目的とするものである。 また、訂正前の請求項１５で、「圧縮されながら温度が上昇したボイルオフガス」と記載されていたのを、訂正後の請求項１６で、「圧縮されながら温度が上昇したＢＯＧ」とする訂正は、上記（６）ア．（ウ）を踏まえれば、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（６）をも踏まえると、訂正事項１５は、願書に添付した明細書、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ともに、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものではない。 （８）訂正事項１７ ア．訂正の目的 （ア）訂正事項１７は、訂正前の請求項１８の「ＬＮＧをポンプによって圧縮して」との記載に関し、明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載及び当業者における技術常識からすれば、当該記載の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが明らかであるので、訂正後の「ＬＮＧをポンプによって加圧して」との記載により、訂正前の請求項１８の誤記を訂正するものである。 したがって、訂正事項１７は、誤記の訂正を目的とするものである。 （イ）また、訂正事項１７によって、訂正前の請求項１８は、「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」との記載により、船舶がＬＮＧを供給されて燃料として使用するエンジンを備えることを特定していたのを、訂正後の請求項１８は、「前記エンジンは、１５０～４００ｂａｒａの高圧の燃料が供給される主エンジンと前記主エンジンより低圧の燃料が供給される副エンジンとで構成されると共に、前記副エンジンはＤＦエンジンであり、前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンであり、」との記載により、ＬＮＧを燃料として使用するエンジンは、１５０～４００ｂａｒａの高圧の燃料が供給される主エンジンと主エンジンより低圧の燃料が供給される副エンジンとで構成されるという具体的な構成を特定するとともに、副エンジンはＤＦエンジンであり、主エンジンはＭＥＧＩエンジンであるという具体的な構成を特定するものである。 同様に、訂正前の請求項１８は、「ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによってＬＮＧのメタン価を前記エンジンで要求する値に合わせるメタン価調節ステップを含み、」との記載により、ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することでＬＮＧのメタン価をエンジンで要求する値に合わせるメタン価調節ステップを含むことを特定していたのを、訂正後の請求項１８は、「前記メタン価調整ステップは、前記副エンジンにＬＮＧを供給するポンプラインに設置されたメタン価調節用の気化器と、前記メタン価調節用の気化器で加熱されて部分的に気化したＬＮＧが供給されるメタン価調節用の気液分離機とを含んで、前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせ、」との記載により、メタン価調節ステップは、副エンジンに供給するポンプラインに設置されたメタン価調節用の気化器とメタン価調節用の気化器で加熱されて部分的に気化したＬＮＧが供給されるメタン価調節用の気液分離機とにより、気化器での加熱温度を調節することでメタン価を副エンジンで要求する値に合わせるという具体的な構成を特定するものである。 したがって、訂正事項１７は、特許請求の範囲の減縮を目的とするものでもある。 イ．新規事項の追加の有無 （ア）訂正事項１７のうち、上記ア．（ア）の訂正は、願書に添付した明細書の段落【０１２２】の「高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して」という記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 （イ）訂正事項１７のうち、上記ア．（イ）前段の訂正は、願書に添付した明細書の段落【０１２４】の「図１３に示す本発明の船舶の液化ガス処理システムは、主エンジンとして高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンを含み、副エンジンとしてＤＦエンジン（ＤＦ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ；ＤＦＤＧ）を含む。」との記載、段落【０１４２】の「上記のように、ＭＥＧＩエンジンで要求する燃料ガスの圧力は１５０～４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧である。本明細書における「高圧」とは、ＭＥＧＩエンジンで要求する圧力、例えば１５０～４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の圧力を意味するものであ」との記載、及び、段落【０１６０】の「しかし、上記の本発明の実施形態は、船舶に高圧に燃料を供給される高圧エンジン（例えば、ＭＥ－ＧＩエンジン、約１５０～４００ｂａｒａ）と低圧に燃料を供給される低圧エンジン（例えば、ＤＦエンジン、約６～１０ｂａｒａ）とが共に装着されている」との記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 訂正事項１７のうち、上記ア．（イ）後段の訂正は、願書に添付した明細書の段落【００２７】の「前記貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガス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であって、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン；前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって圧縮して前記エンジンに燃料として供給するポンプライン；及びＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによってＬＮＧのメタン価を前記エンジンで要求する値に合わせるために前記ポンプラインに設置される気液分離器；を含む船舶用燃料ガス供給システムが提供され得る。」との記載、段落【０１４６】の「ＬＮＧ副供給ラインＬ２４には気化器４５、気液分離器４６及びヒータ４７が設置され、燃料として供給されるＬＮＧのメタン価及び温度をＤＦエンジンで要求する値に調節できる」との記載、及び、段落【０１４９】の「ＬＮＧに含まれていた炭化水素成分の比率及びエンジンで要求するメタン価などを勘案して、適切なメタン価を得るために、気化器４５での加熱温度を調節できる。」との記載に基づいているから、願書に添付した明細書、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。 ウ．特許請求の範囲の拡張・変更の存否 訂正事項１７は、誤記の訂正及び特許請求の範囲の減縮を目的と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はなく、また、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１７は、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものではない。 （９）訂正事項１８ 訂正事項１８は、訂正事項１８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」というの記載や技術常識から明らかであるといえるから、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１８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、訂正事項１８は、明細書の段落【０１２２】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。 ４．小括 上記のとおり、訂正事項１～１８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、〔２、１１～１４、１７〕、３、４、〔５、６〕、７～１０、〔１５、１６〕及び１８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１～１８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１～１８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１～１８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技術開発本　　　　　　　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 LNG 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２、５、６及び１１～１８に係る発明は、以下のとおりのものである（以下、それぞれ「本件発明２」、「本件発明５」、「本件発明６」及び「本件発明１１」～「本件発明１８」という。）。 「【請求項２】 貨物としての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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン；及び 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、 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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプとを含み、前記ＬＮＧ主供給ラインに、二次加圧されたＬＮＧを気化させる気化器を更に含み、前記気化器で気化されたものが燃料して主エンジンに供給されることを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。 【請求項５】 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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン；及び 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、 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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプとを含み、 前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記高圧ポンプの上流側で前記ＬＮＧ主供給ラインから分岐され、 前記ＬＮＧ副供給ラインは、燃料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気液分離器と、前記気液分離器に供給されるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる気化器とを含み、前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせることを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。 【請求項６】 前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記気液分離器でメタン価が合わせられた燃料の温度を前記副エンジンで要求する値に調節するヒータをさらに含むことを特徴とする請求項５に記載の船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１１】 前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンであって、前記副エンジンはＤＦエンジンであることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１２】 前記減圧手段は、膨張バルブまたは膨脹機であることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１３】 前記熱交換器及び前記減圧手段を通過しながら熱交換及び減圧されて液化されたＢＯＧが供給されて気体成分と液体成分とに分離する気液分離器を含み、 前記気体成分を、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ＢＯＧに合流させることを特徴とする請求項２に記載の船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１４】 前記熱交換器から前記気液分離器に供給される液化されたＢＯＧを、前記気体成分によって冷却させる冷却器を含むことを特徴とする請求項１３に記載の船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１５】 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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン；及び 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを、前記複数個の圧縮シリンダを全部通過して１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、　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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で動作するものとオイルフリー方式で動作するものとを含み、前記圧縮機に含まれた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は、オイルフィルタを経て移送されることを特徴とする船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１６】 前記圧縮機は、圧縮されながら温度が上昇したＢＯＧを冷却させるための１つ以上の中間冷却機を含むことを特徴とする請求項１５に記載の船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１７】 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、前記熱交換器及び前記減圧手段を通過しながら熱交換及び減圧されることで、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２に記載の船舶の液化ガス処理システム。 【請求項１８】 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を圧縮機によって圧縮して前記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をポンプによって加圧して前記エンジンに燃料として供給するポンプラインとを含み、 前記エンジンは、１５０～４００ｂａｒａの高圧の燃料が供給される主エンジンと前記主エンジンより低圧の燃料が供給される副エンジンとで構成されると共に、前記副エンジンはＤＦエンジンであり、前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンであり、 前記ポンプラインを介してＬＮＧを前記エンジンに供給する時、ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによって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メタン価調節ステップを含み、前記メタン価調整ステップは、前記副エンジンにＬＮＧを供給するポンプラインに設置されたメタン価調節用の気化器と、前記メタン価調節用の気化器で加熱されて部分的に気化したＬＮＧが供給されるメタン価調節用の気液分離機とを含んで、前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせ、 前記圧縮機によって前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、前記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、減圧して液化する工程を含むことを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。」 なお、請求項２に関し、「燃料して」は「燃料として」の誤記であることが明らかであるから、以下では、「燃料として」としたうえで検討した。 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及び１８の「ＬＮＧをポンプによって圧縮して」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１５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．の訂正事項２、５、１４及び１７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．の訂正事項１４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２、５、６、１１～１８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た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１７～１８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こと。 （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。 （シ）上記（ク）の経路において、ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出し、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）によって、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給し、高圧気化器（HP Vaporiser）で気化されたものが、３００ｂａｒ、４５℃の燃料としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給されること。 エ．したがって、引用文献１には、次の発明（以下、「引用発明１」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）であって、 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）とし、 ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出し、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）によって、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給し、高圧気化器（HP Vaporiser）で気化されたものが、３００ｂａｒ、４５℃の燃料としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給される、 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）。」 オ．また、引用文献１には、上記引用発明１と共に次の発明（以下、「引用発明２」という。）も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２について （ア）対比 本件発明２と引用発明１とを対比する。 ａ．機能的、構造的にみて、引用発明１の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）」は、本件発明２の「貨物としての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１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２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１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１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）」は、本件発明２の「船舶の液化ガス処理システム」に相当するとともに、本件発明２の「貨物としての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を備えた船舶の液化ガス処理システム」に相当する。 ｂ．機能的、構造的にみて、引用発明１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２の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン」に相当する。 ｃ．機能的、構造的にみて、引用発明１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２の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン」に相当する。 ｄ．同じく、機能的、構造的にみて、引用発明１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２の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン」に相当する。 ｅ．本件発明２で使用されている圧力の単位ｂａｒａは引用発明１のｂａｒを、特に、絶対圧であることをと明記したものであるので、本件発明２の「ｂａｒａ」と引用発明１の「ｂａｒ」は実質的に同じ単位である。 また、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１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えいえる。 したがって、引用発明１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２の「前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態と」することに相当する。 ｆ．引用発明１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（Liauid 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、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１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（Liauid 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２の「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熱交換器及び減圧手段を含む」こととの対比において、「ＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていない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熱交換器及び減圧手段を含む」という限度で一致する。 ｇ．引用発明１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」では、「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出し、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）によって、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給」されるものであるから、引用発明１のＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）の内部に設置されてＬＮＧをＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）の外部に排出させる排出ポンプであるといえ、また、引用発明１の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧをＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）で要求する圧力まで加圧するための高圧ポンプであるといえる。したがって、引用発明１の「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）」は、本件発明２の「排出ポンプ」に相当し、引用発明１の「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は、本件発明２の「高圧ポンプ」に相当する。また、引用発明１の「高圧気化器（HP Vaporiser）」は、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）によって加圧・供給されたＬＮＧを気化させ３００ｂａｒ、４５℃の燃料としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給するものであるから、引用発明１の「高圧気化器（HP Vaporiser）」は、本件発明２の「気化器」に相当する。 よって、引用発明１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」において、ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出するものであり、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）は、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給するものであり、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給し、高圧気化器（HP Vaporiser）で気化されたものが、３００ｂａｒ、４５℃の燃料としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給される」ことは、本件発明２の「前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプとを含み、前記ＬＮＧ主供給ラインに、二次加圧されたＬＮＧを気化させる気化器を更に含み、前記気化器で気化されたものが燃料として主エンジンに供給される」こととの対比において、「前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで排出されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで加圧させるための高圧ポンプとを含み、前記ＬＮＧ主供給ラインに、加圧されたＬＮＧを気化させる気化器を更に含み、前記気化器で気化されたものが燃料として主エンジンに供給される」ことの限度で一致する。 以上のとおりであるから、本件発明２と引用発明１との一致点及び相違点は次のとおり。 ＜一致点１＞ 「貨物としての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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、 前記ＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていない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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで排出されたＬＮＧを前記主エンジンで要求される圧力まで加圧させるための高圧ポンプとを含み、前記ＬＮＧ主供給ラインに、加圧されたＬＮＧを気化させる気化器を更に含み、前記気化器で気化されたものが燃料として主エンジンに供給される船舶の液化ガス処理システム。」 ＜相違点１＞ 本件発明２は、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ラインを含」むものであるのに対し、引用発明１はそのような構成を備えていない点。 ＜相違点２＞ 本件発明２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」「前記主エンジンに供給されていないＢＯＧ」が「前記超臨界状態となったＢＯＧ」であるのに対し、引用発明１では、「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３＞ ＬＮＧ主供給ラインの高圧ポンプに関し、本件発明２は、「高圧ポンプ」が「前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための」ものであるのに対し、引用発明１は、「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出し、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）によって、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給」するものである点。 （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するラインを供給ラインを設けることは、従来周知の技術事項（以下、「従来周知の技術事項１」という。）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１において、相違点１に係る本件発明２の構成となすことは、上記従来周知の技術事項１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１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１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１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１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１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１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１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１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１において、相違点２に係る本件発明２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１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１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２の構成を示唆する記載はない。 ｃ．相違点３について ＬＮＧの主供給ラインに関し、引用発明１は、「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出し、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）によって、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給」するという構成を採用しているため、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）が、ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって一次加圧されたＬＮＧを直接二次加圧する構成となっていないものである。 ここで、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ供給ラインにおいて、排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを高圧ポンプによって主エンジンで要求する圧力まで二次加圧し、その後気化器に供給する構成は、従来周知の技術事項（以下、「従来周知の技術事項２」という。）である（必要であれば、引用文献２の第６図（ｂ）、引用文献３の【図９ａ】、【図９ｂ】、【図１０ｂ】、引用文献４の図１～４、参照。）。 そして、装置の簡略化という一般的、普遍的な課題からすれば、引用発明１に上記従来周知の技術事項２を応用し、引用発明１のＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によってＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）とは別のタンクに一度排出し、さらに、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）によって加圧するという構成において、別のタンクに排出する経路を省略し、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）のＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって一次加圧し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）によって、一次加圧されたＬＮＧを二次加圧する構成とすることは、当業者であれば容易に想到し得たものというべきである。 ｄ．小活 以上のとおりであるから、本件発明２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１１～１４及び１７について 本件発明１１～１３及び１７は、本件発明２の発明特定事項を全て含み、さらに請求項１１～１３及び１７に記載の発明特定事項を追加したものであり、本件発明１４は、本件発明１３の発明特定事項を全て含み、さらに請求項１４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１１～１４及び１７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、本件発明１１～１４及び１７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５について （ア）対比 本件発明５と引用発明１とを対比する。 ａ．機能的、構造的にみて、引用発明１の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）」は、本件発明５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１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５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１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１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）」は、本件発明５の「船舶の液化ガス処理システム」に相当するとともに、本件発明５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を備えた船舶の液化ガス処理システム」に相当する。 ｂ．機能的、構造的にみて、引用発明１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５の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン」に相当する。 ｃ．機能的、構造的にみて、引用発明１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５の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン」に相当する。 ｄ．同じく、機能的、構造的にみて、引用発明１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５の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン」に相当する。 ｅ．本件発明５で使用されている圧力の単位ｂａｒａは引用発明１のｂａｒを、特に、絶対圧であることをと明記したものであるので、本件発明５の「ｂａｒａ」と引用発明１の「ｂａｒ」は実質的に同じ単位である。 また、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１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えいえる。 したがって、引用発明１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５の「前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態と」することに相当する。 ｆ．引用発明１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（Liauid 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、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１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（Liauid 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５の「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熱交換器及び減圧手段を含む」こととの対比において、「ＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていない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熱交換器及び減圧手段を含む」という限度で一致する。 ｇ．引用発明１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」では、「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出し、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）によって、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給」されるものであるから、引用発明１のＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）の内部に設置されてＬＮＧをＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）の外部に排出させる排出ポンプであるといえ、また、引用発明１の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧをＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）で要求する圧力まで加圧するための高圧ポンプであるといえる。したがって、引用発明１の「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）」は、本件発明２の「排出ポンプ」に相当し、引用発明１の「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は、本件発明２の「高圧ポンプ」に相当する。 よって、引用発明１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」において、「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出するものであり、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）は、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し、タンク外の高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）に供給するものであり、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）は、ＬＮＧを高圧気化器（HP Vaporiser）に供給し、高圧気化器（HP Vaporiser）で気化されたものが、３００ｂａｒ、４５℃の燃料としてＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）に供給される」ことは、本件発明５の「前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで二次加圧させるための高圧ポンプとを含」むこととの対比において、「前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで加圧させるための高圧ポンプとを含」むという限度で一致する。 以上のとおりであるから、本件発明５と引用発明１との一致点及び相違点は次のとおり。 ＜一致点２＞ 「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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン； 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、 前記ＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていない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熱交換器及び減圧手段を含み、 前記ＬＮＧ主供給ラインの前記ポンプは、前記貯蔵タンクの内部に設置されてＬＮＧを前記貯蔵タンクの外部に排出させる排出ポンプと、前記排出されたＬＮＧを前記主エンジンで要求する圧力まで加圧させるための高圧ポンプとを含む船舶の液化ガス処理システム。」 ＜相違点Ａ＞ 本件発明５は、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ラインを含み」、「前記ＬＮＧ副供給ラインは、前記高圧ポンプの上流側で前記ＬＮＧ主供給ラインから分岐され」るものであり、しかも、「前記ＬＮＧ副供給ラインは、燃料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気液分離器と、前記気液分離器に供給されるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる気化器とを含み、前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせる」ものであるのに対し、引用発明１はそのような構成を備えていない点。 ＜相違点Ｂ＞ 本件発明５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」「前記主エンジンに供給されていないＢＯＧ」が「前記超臨界状態となったＢＯＧ」であるのに対し、引用発明１では、「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５は、「高圧ポンプ」が「前記排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを」「二次加圧させるための」ポンプであるのに対し、引用発明１は、「ＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧを別のタンクに排出し、ＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）によって、別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧し」、タンク外の「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は、当該別のタンクに排出されたＬＮＧを昇圧するものである点。 （イ）判断 ａ．相違点Ａ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、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して主エンジンに燃料として供給供給するラインの高圧ポンプの上流側から副エンジンに燃料として供給するラインを分岐させることによって設けることは、従来周知の技術事項（以下、「従来周知の技術事項３」という。）である（必要であれば、引用文献２の第６図（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１において、上記従来周知の技術事項３を応用し、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）について、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されたＬＮＧを加圧してＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に燃料として供給するラインを、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されたＬＮＧを加圧してＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）（主エンジン）に燃料として供給するラインの高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）（高圧ポンプ）の上流側から分岐させて設けることが当業者にとって格別困難であるということはできない。 ここで、引用文献６には、ＬＮＧを燃料として使用するエンジンを動力源とする船舶において、エンジンのノッキングの防止のために、ＬＮＧ燃料のメタン価を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位相セパレータ４２と、位相セパレータ４２に供給させるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる強制蒸発器３６であって、強制蒸発器３６の加熱温度を調節することで燃料のメタン価をエンジンで要求する値に合わせる強制蒸発器３６とを、エンジンへの燃料供給ラインに設けた技術が記載されている（引用文献６の段落【００１５】、【００１７】～【００２３】、【図１】）。 引用発明１のＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）についても、エンジンのノッキング防止という課題は内在しているといえるから、引用発明１において、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）について、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されたＬＮＧを加圧してＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に燃料として供給するラインを、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されたＬＮＧを加圧してＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）（主エンジン）に燃料として供給するラインの高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）（高圧ポンプ）の上流側から分岐させて設けた場合、この分岐されたＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）への燃料供給ラインに上記引用文献６に記載の技術を適用する動機は十分にあるといえるし、適用を阻害する特段の要因も見当たらないから、当該分岐されたＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）への燃料供給ラインに上記引用文献６に記載の技術を適用することは当業者が容易に想到し得たものといえる。 よって、引用発明１において、相違点Ａに係る本件発明５の構成となすことは、従来周知の技術事項３及び引用文献６に記載された技術に基づいて当業者が容易に想到し得たものである。 ｂ．相違点Ｂについて 相違点Ｂは、上記ア．（ア）の相違点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１において、相違点Ｂに係る本件発明５の構成となすことは、当業者が容易に想到し得たものということはできない。 ｃ．相違点Ｃについて 貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ供給ラインにおいて、排出ポンプで一次加圧されたＬＮＧを高圧ポンプで主エンジンで要求する圧力まで二次加圧し、その後気化器に供給する構成は、上記ア．（イ）ｃ．で述べたとおり従来周知の技術事項２である。 そして、装置の簡略化という一般的、普遍的な課題からすれば、上記従来周知の技術事項２を参考に、引用発明１のＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によってＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）とは別のタンクに一度排出し、さらに、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）によって加圧するという構成において、別のタンクに排出する経路を省略し、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）のＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）によって一次加圧し、高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）によって、一次加圧されたＬＮＧを二次加圧する構成とすることは、当業者であれば容易に想到し得たものというべきである。 ｄ．小活 以上のとおりであるから、本件発明５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．本件発明６について 本件発明６は、本件発明５の発明特定事項を全て含み、さらに請求項６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６と引用発明１との間には、少なくとも上記ウ．（ア）で指摘した相違点Ｂが存在することとなる。そうすると、上記ウ．（イ）ｂ．で引用している上記ア．（イ）ｂ．で述べた理由と同様の理由により、本件発明６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。 オ．本件発明１５について （ア）対比 本件発明１５と引用発明１とを対比する。 ａ．機能的、構造的にみて、引用発明１の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）」は、本件発明１５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１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１５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１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１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）」は、本件発明１５の「船舶の液化ガス処理システム」に相当するとともに、本件発明１５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を備えた船舶の液化ガス処理システム」に相当する。 ｂ．機能的、構造的にみて、引用発明１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１５の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン」に相当する。 ｃ．機能的、構造的にみて、引用発明１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１５の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン」に相当する。 ｄ．同じく、機能的、構造的にみて、引用発明１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１５の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン」に相当する。 ｅ．本件発明１５で使用されている圧力の単位ｂａｒａは引用発明１のｂａｒを、特に、絶対圧であることをと明記したものであるので、本件発明１５の「ｂａｒａ」と引用発明１の「ｂａｒ」は実質的に同じ単位である。 また、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１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えいえる。 ここで、引用発明１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、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、複数個の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の複数個の圧縮シリンダを全部通過させて３００ｂａｒ、４５℃とすることとえいる。 したがって、引用発明１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１５の「前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを、前記複数個の圧縮シリンダを全部通過して１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態と」することに相当する。 ｆ．引用発明１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（Liauid 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、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１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（Liauid 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１５の「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熱交換器及び減圧手段を含む」こととの対比において、「ＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていない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熱交換器及び減圧手段を含む」という限度で一致する。 以上のおとりであるから、本件発明１５と引用発明１との一致点及び相違点は次のとおり。 ＜一致点３＞ 「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であって、 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン； 前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記副エンジンに燃料として供給するＢＯＧ副供給ライン；及び 前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記主エンジンに燃料として供給するＬＮＧ主供給ライン； を含み、 前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを、前記複数個の圧縮シリンダを全部通過して１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、前記ＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていない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熱交換器及び減圧手段を含む船舶の液化ガス処理システム。」 ＜相違点Ｘ＞ 本件発明１５は、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって加圧して前記副エンジンに燃料として供給するＬＮＧ副供給ラインを含」むものであるのに対し、引用発明１はそのような構成を備えていない点。 ＜相違点Ｙ＞ 本件発明１５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」「前記主エンジンに供給されていないＢＯＧ」が「前記超臨界状態となったＢＯＧ」であるのに対し、引用発明１では、「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Ｚ＞ 本件発明１５は、「前記複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で動作するものとオイルフリー方式で動作するものとを含み、前記圧縮機に含まれた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は、オイルフィルタを経て移送される」ものであるのに対し、引用発明１は、このような限定がされていない点。 （イ）判断 ａ．相違点Ｘについて 相違点Ｘは、上記ア．（ア）の相違点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１において、相違点Ｘに係る本件発明１５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Ｙについて 相違点Ｙは、上記ア．（ア）の相違点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１において、相違点Ｙに係る本件発明１５の構成となすことは、当業者が容易に想到し得たものということはできない。 ｃ．相違点Ｚについて 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。 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１の「５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」は、複数個の圧縮シリンダをもち、前記複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で動作するものとオイルフリー方式で動作するものとを含んでいるもということができる。 そして、複数個の圧縮シリンダをもち、その内の一部が潤滑油方式で動作する圧縮機の圧縮シリンダを全部通過して圧縮したＬＮＧは、当該潤滑油によって汚染されており、汚染が忌避される場合当該潤滑油を除去するオイルフィルタを使用することの示唆が、例えば、引用文献７の段落【００１７】に示されているように当業者にとって周知・慣用の手段といえることから、引用発明１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）の全ての圧縮シリンダを通過し圧縮したＬＮＧから、潤滑油を除去するオイルフィルタを設けることは、圧縮したＬＮＧに求められる品質などに応じて当業者が必要に応じて適宜なしうるものであるといえる。 ｄ．小活 以上のとおりであるから、本件発明１５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。 カ．本件発明１６について 本件発明１６は、本件発明１５の発明特定事項を全て含み、さらに請求項１６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１６と引用発明１との間には、少なくとも上記オ．（ア）で指摘した相違点Ｙが存在することとなる。そうすると、上記オ．（イ）ｂ．で引用している上記ア．（イ）ｂ．で述べた理由と同様の理由により、本件発明１６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。 キ．本件発明１８について （ア）対比 本件発明１８と引用発明２とを対比する。 上記ア．（ア）での説示をも踏まえると、 ａ．引用発明２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１８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．同じく、引用発明２の「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」「を含み」は、本件発明１８の「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を圧縮機によって圧縮して前記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をポンプによって加圧して前記エンジンに燃料として供給するポンプラインとを含み」に相当する。 ｃ．引用発明２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、」をもつから、引用発明の「ＭＥ－ＧＩエンジン（ME-GI）」は、３００ｂａｒａの高圧の燃料が供給される主エンジンであり、「ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）」は、主エンジンより低圧の燃料が供給される副エンジンであるといえる。 したがって、引用発明２の「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）」であって、「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」含むとの構成により、本件発明１８の「前記エンジンは、１５０～４００ｂａｒａの高圧の燃料が供給される主エンジンと前記主エンジンより低圧の燃料が供給される副エンジンとで構成されると共に、前記副エンジンはＤＦエンジンであり、前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンで」あるに相当する構成を有するといえる。 ｄ．さらにまた、引用発明２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（Liauid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路と」、この経路の「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１８の「前記圧縮機によって前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、前記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、減圧して液化する工程を含む」こととの対比において、「前記圧縮機によって前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、前記ＢＯＧのうち前記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、減圧して液化する工程を含む」という限度で一致する。 ｅ．以上のとおりであるから、本件発明１８と引用発明２との一致点及び相違点は次のとおりとなる。 ＜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を圧縮機によって圧縮して前記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をポンプによって加圧して前記エンジンに燃料として供給するポンプラインとを含み、 前記エンジンは、１５０～４００ｂａｒａの高圧の燃料が供給される主エンジンと前記主エンジンより低圧の燃料が供給される副エンジンとで構成されると共に、前記副エンジンはＤＦエンジンであり、前記主エンジンはＭＥＧＩエンジンであり、 前記圧縮機によって前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、前記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、減圧して液化する工程を含む船舶の液化ガス処理方法。」 ＜相違点α＞ 本件発明１８は、「前記ポンプラインを介してＬＮＧを前記エンジンに供給する時、ＬＮＧから重炭化水素成分を分離することによって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メタン価調節ステップを含み、前記メタン価調整ステップは、前記副エンジンにＬＮＧを供給するポンプラインに設置されたメタン価調節用の気化器と、前記メタン価調節用の気化器で加熱されて部分的に気化したＬＮＧが供給されるメタン価調節用の気液分離機とを含んで、前記気化器での加熱温度を調節することで前記メタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせ」ているのに対し、引用発明２は、「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」時、そのようなメタン価調整ステップを含んでいるか否かが規定されていない点。 ＜相違点β＞ 本件発明１８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工程」で使用される「前記主エンジンに供給されていないＢＯＧ」が「前記超臨界状態となったＢＯＧ」であるのに対し、引用発明２では、「熱交換器（Heat Exchanger）とＢＣＡ　Ｌａｂｙ－ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）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αについて 引用文献６には、ＬＮＧを燃料として使用するエンジンを動力源とする船舶において、エンジンのノッキングの防止のために、ＬＮＧ燃料のメタン価を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位相セパレータ４２と、位相セパレータ４２に供給させるＬＮＧに熱を加えることによってＬＮＧを部分的に気化させる強制蒸発器３６であって、強制蒸発器３６の加熱温度を調節することで燃料のメタン価をエンジンで要求する値に合わせる強制蒸発器３６とを、エンジンへの燃料供給ラインに設けた技術が記載されている（引用文献６の段落【００１５】、【００１７】～【００２３】、【図１】）。 引用発明２のＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）についても、エンジンのノッキング防止という課題は内在しているといえるから、引用発明２において、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）への燃料供給ラインに上記引用文献６に記載の技術を適用する動機は十分にあるといえ、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）（副エンジン）への燃料供給ラインに上記引用文献６に記載の技術を適用することは当業者が容易に想到し得たものといえる。 よって、引用発明２において、相違点αに係る本件発明１８の構成となすことは、引用文献６に記載された技術に基づいて当業者が容易に想到し得たものである。 ｂ．相違点βについて 相違点βは、上記ア．（ア）の相違点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２において、相違点βに係る本件発明１８の構成となすことは、当業者が容易に想到し得たものということはできない。 ｃ．小括 以上のとおりであるから、本件発明１８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。 ク．「取消理由２］についてのまとめ 上記ア．～キ．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２、５、６、１１～１８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熱交換器及び減圧手段を含む」という補正事項、及び、請求項１８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、減圧して液化する工程を含む」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おらず、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から特許法第１７条の２第３項に違反する旨主張する。 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。 （２）特許異議申立人は、特許異議申立書において、請求項１５に関し概ね次のように主張する。 （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１５の「前記高圧圧縮機に含まれた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。 （３）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。 （i）について 訂正後の請求項１５に係る発明は、「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン」と、「前記ＢＯＧ主供給ラインの前記圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを、前記複数個の圧縮シリンダを全部通過して１５０～４００ｂａｒａに圧縮して超臨界状態とし、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熱交換器及び減圧手段を含み」という発明特定事項を含んでいるから、「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジンに燃料として供給するＢＯＧ主供給ライン」から「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熱交換器及び減圧手段を含」むラインが分岐していることは明らかである。 したがって、訂正後の請求項１５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１５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１５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１５に関する訂正事項１４が新規事項の追加にならないことは、上記第２の３．（６）イ．を参照されたい。 （４）小括 上記（１）～（３）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、本件請求項２、５、６及び１１～１８に係る発明の特許については、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、他に本件請求項２、５、６及び１１～１８に係る発明の特許を取り消すべき理由を発見しない。 また、本件請求項１、３、４及び７～１０に係る発明の特許は、上記のとおり訂正によって削除された。これにより、特許異議申立人による特許異議の申立について、本件請求項１、３、４及び７～１０に係る申立ては、申立ての対象が存在しなくなったため、特許法第１２０条の８第１項で準用する同法第１３５条の規定により却下する。 よって、結論のとおり決定する。