【事件の表示】
　特願２００７−５１１４４４「天然ガスの液化」拒絶査定不服審判事件〔平成１７年１１月１７日国際公開、ＷＯ２００５／１０８８９０、平成１９年１２月１３日国内公表、特表２００７−５３６４０４〕について、次のとおり審決する。
【結　論】
　本件審判の請求は、成り立たない。
【理　由】
第１　手続の経緯
　本件審判請求に係る出願（以下「本願」という。）は、特許法第１８４条の３第１項の規定により、２００５年　４月２８日（パリ条約による優先権主張２００４年　５月　４日（ＵＳ）米国）の国際出願日にされたものとみなされる特許出願であって、以降の手続の経緯は以下のとおりのものである。
　
　平成１８年１１月　６日　　　翻訳文（願書）提出
　平成１９年　１月　４日　　　翻訳文（願書以外）提出
　平成１９年　２月２６日　　　出願審査請求
　　　　　　　　　　同日　　　手続補正書
　平成１９年　２月２７日　　　手続補正書
　平成２２年　１月２５日付け　拒絶理由通知
　平成２２年　５月２６日　　　意見書・手続補正書
　平成２２年　６月１４日付け　拒絶理由通知
　平成２２年　９月１６日　　　意見書
　平成２２年１０月　６日付け　拒絶査定
　平成２３年　２月　８日　　　本件審判請求
　平成２３年　２月１６日付け　手続補正指令（方式）
　平成２３年　３月１８日　　　手続補正書（審判請求理由補充書）
　
第２　本願に係る発明について
　本願に係る発明は、平成２２年　５月２６日付けで手続補正された特許請求の範囲の請求項１ないし１０に記載された事項により特定されるとおりのものであり、そのうち、請求項１に係る発明（以下、「本願発明」という。）は、以下の事項により特定されるものである。
「メタン及びメタンより重質の炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法であって、
（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し；そして
（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する
前記方法において、
（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多い冷却工程において処理し；
（２）前記冷却した天然ガス流れを少なくとも第１の流れ及び第２の流れに分割し；
（３）前記第１の流れを冷却して実質的にそのすべてを凝縮させ、その後、中圧まで膨張させ；
（４）前記第２の流れを前記中圧まで膨張させ；
（５）前記膨張させた第１の流れ及び前記膨張させた第２の流れを、蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを、揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記メタンより重質の炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離し；
（６）蒸気蒸留流れを前記蒸留塔の前記膨張させた第２の流れより低い領域から抜き出し、充分に冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって、残りの蒸気流れと還流流れとを形成し；
（７）前記還流流れを前記蒸留塔にその頂部供給材料として送り；
（８）前記残りの蒸気流れを前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと組み合わせて、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性の残留ガス流分を形成し；そして、
（９）前記揮発性の残留ガス流分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それにより、前記凝縮流れを形成する
という改良がなされた前記方法。」
　
第３　原審の拒絶査定の概要
　原審において、平成２２年６月１４日付け拒絶理由通知書で概略以下の内容を含む拒絶理由が通知され、当該拒絶理由が解消されていない点をもって下記の拒絶査定がなされた。
　
＜拒絶理由通知＞
「　　　　　　　　　　　　　　理　由
　この出願の下記の請求項に係る発明は、その出願前に日本国内又は外国において、頒布された下記の刊行物に記載された発明又は電気通信回線を通じて公衆に利用可能となった発明に基いて、その出願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が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができない。
　　　　　　　　　　　　　　　　 記
・請求項１〜１０
・引用文献　国際公開第２００２／１０１３０７号
　　　　　　米国特許出願公開第２００３／０００５７２２号明細書
（備考）
・・（後略）」
　
＜拒絶査定＞
「この出願については、平成２２年　６月１４日付け拒絶理由通知書に記載した理由によって、拒絶をすべきものです。
　なお、意見書の内容を検討しましたが、拒絶理由を覆すに足りる根拠が見いだせません。
備考
　出願人は意見書において、上記拒絶理由通知書に示した引用文献に記載されている図１５及び１６の態様が、図１，３，６又は７の態様ではなく、特に図４及び１０−１４の態様に適応されるべきであることが明示されているから、図１５及び１６の技術的特徴を図１，３，６又は７に示される態様に組み入れる動機はない旨主張している。
　しかしながら、引用文献にも記載されているように、当該技術分野において、天然ガス流れを効率よく液化するために、例えば消費動力や回収率レベル等を相互に勘案して工程を組み合わせることは、当業者が通常に行う創作の範囲内のことであり、引用文献に記載されている図１５及び１６の態様における技術的特徴を、図１，３，６又は７の態様に適用することを妨げる格別の理由も存しない。
　そうすると、引用文献の図１，３，６，７に記載されているような方法において、図１５及び１６に記載されているような構成を採用することは、当業者が容易に為し得ることであり、このことによる消費動力の低減や回収率の向上という効果も当業者の予測し得る範囲内の効果であり、その程度が格別顕著であるとも認められない。
　したがって、出願にの主張は採用することができず、本願の請求項１〜１０に係る発明は、上記拒絶理由通知書に示したとおり、引用文献に記載された発明に基づいて、当業者が容易に発明をすることができたものである。」
　
第４　当審の判断
　当審は、
　上記拒絶査定の理由と同一の理由により、本願は、特許法第４９条第２号に該当するから、拒絶すべきものである、
と判断する。以下詳述する。
　
１．刊行物に記載された事項
　本審決で引用する刊行物は、以下のとおりである。
　
刊行物：
１．国際公開第２００２／１０１３０７号（原査定における「引用文献」）
（国際公開日：２００２年１２月１９日、以下、上記１．を「引用例」という。）
　
　上記引用例には、以下の事項が記載されている。なお、引用例の記載事項の摘示にあたり、翻訳文として、引用例に係る国際出願の本邦における公表公報（特表２００４−５３０８５８号公報）を用いて、同公報の記載内容及び記載箇所により行う。
　
（ａ）
「【請求項５】
メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法であって、
（ａ）前記天然ガスを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する；及び
（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する、前記方法において、
（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる；
（２）この部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して蒸気ストリームと液体ストリームとを提供する；
（３）前記蒸気ストリームを少なくとも第一のガスストリームと第二のガスストリームとに分割する；
（４）前記第一のガスストリームを前記液体ストリームの少なくとも一部と混合して、混合ストリームを形成する；
（５）前記混合ストリームを冷却して実質的にその全てを凝縮させ、その後膨張させて中間圧力とする；
（６）前記第二のガスストリームを膨張させて前記中間圧力とする；
（７）前記液体ストリームの残余部分を全て膨張させて前記中間圧力とする；
（８）膨張させた実質的に凝縮化混合ストリーム、膨張させたガスの第二のストリームと、前記液体ストリームの残余部分とを蒸留カラム内に方向付け、ここで前記ストリームを、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分と、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する；及び
（９）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、前記凝縮ストリームを形成する
ことを改良点とする。」（原文第５１頁第１４行〜第５２頁第２０行）
　
（ｂ）
「【請求項１４】
メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法であって、
（ａ）前記天然ガスストリームを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する；及び
（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する、前記方法において、
（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる；
（２）この部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して第一の蒸気ストリームと第一の液体ストリームとを提供する；
（３）前記第一の蒸気ストリームを膨張させて中間圧力とし、その後接触デバイスへ方向付け、これによって第二の蒸気ストリームと第二の液体ストリームとを形成する；
（４）前記第一の液体ストリームを膨張させて前記中間圧力とする；
（５）前記第二の液体ストリームと前記膨張させた第一の液体ストリームとを蒸留カラムへ方向付け、ここで前記ストリームをより揮発性の高い蒸気蒸留ストリームと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する；
（６）前記より揮発性の高い蒸気蒸留ストリームをその少なくとも一部を凝縮させるのに十分に冷却し、これによって第三の蒸気ストリームと第三の液体ストリームとを形成する；
（７）前記第三の液体ストリームの一部を前記蒸留カラムへの上部供給材料として前記蒸留カラムへ方向付ける；
（８）前記膨張させた第一の蒸気ストリームの少なくとも一部を、前記接触デバイス中、前記第三の液体ストリームの残余部分の少なくとも一部と完全に接触させる；
（９）前記第二の蒸気ストリームを前記第三の蒸気ストリームと混合して、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分を形成する；及び
（１０）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、それによって前記凝縮ストリームを形成する
ことを改良点とする。」（原文第６３頁第５行〜第６４頁第１７行）
　
（ｃ）
「【請求項２２】
　メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法であって、
（ａ）前記天然ガスストリームを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する；及び
（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する、前記方法において、
（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して、第一の蒸気ストリームと第一の液体ストリームとを提供する；
（３）前記第一の蒸気ストリームと前記第一の液体ストリームとを膨張させて中間圧力とする；
（４）前記膨張させた第一の蒸気ストリームと前記膨張させた第一の液体ストリームとを蒸留カラムの中間カラム供給材料位置に方向付け、ここで前記ストリームをより揮発性の高い蒸気蒸留ストリームと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する；
（５）蒸気蒸留ストリームを、前記膨張させた第一の蒸気ストリームより下の前記蒸留カラムの領域から抜き出し、その一部を凝縮させるのに十分に冷却し、それによって第二の蒸気ストリームと第二の液体ストリームとを形成する；
（６）前記蒸気蒸留ストリームを抜き出すのと実質的に同一領域の供給位置で、前記液体ストリームの一部を前記蒸留カラムへのもう一つの供給材料として前記蒸留カラムに供給する；
（７）前記膨張させた第一の蒸気ストリームの少なくとも一部を、前記蒸留カラム中で前記第二の液体ストリームの残余部分の少なくとも一部と完全に接触させる；
（８）前記第二の蒸気ストリームを前記より揮発性の高い蒸気蒸留ストリームと混合して、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分を形成する；及び
（９）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、それによって前記凝縮ストリームを形成する
ことを改良点とする。」（原文第７３頁第２２行〜第７５頁第１２行）
　
（ｄ）
「【背景技術】
【０００１】
発明の背景
　本発明は、高純度のメタンの液化天然ガス（ＬＮＧ）ストリームとメタンより重い炭化水素を主に含む液体ストリームとを製造するために天然ガスまたは他のメタンリッチなガスストリームを処理する方法に関する。」（原文第１頁第４行〜第８行）
　
（ｅ）
「【０００５】
　本発明は、通常、天然ガスを液化すると同時に、メタンより重い炭化水素類から主になる液体ストリーム、たとえばエタン、プロパン、ブタン及び重質炭化水素成分から構成される天然ガス液体（ＮＧＬ）、プロパン、ブタン及び重質炭化水素成分から構成される液化石油ガス（ＬＰＧ）、またはブタン及び重質炭化水素成分から構成される凝縮物などを副産物として製造することに関する。副産物の液体ストリームの製造には二つの重要な利点：生成したＬＮＧが高メタン純度であること、そして副生成物の液体は、他の多くの目的に関して使用し得る有用な生成物であるという点がある。本発明に従って処理すべき天然ガスストリームの典型的な分析結果は、モル％概算で、約８４．２％メタン、７．９％エタン及び他のＣ２成分、４．９％プロパン及び他のＣ３成分、１．０％イソブタン、１．１％ノルマルブタン、０．８％ペンタンと、残余は窒素と二酸化炭素であろう。硫黄を含有するガスも含まれることがある。」（原文第２頁第１９行〜第３頁第１０行）
　
（ｆ）
「【０００７】
　天然ガスストリームを液化するのに使用する方法にもかかわらず、メタンリッチなストリームを液化する前に、通常、メタンよりも重い炭化水素の大部分を除去しなければならない。この炭化水素除去段階の理由は非常に多く、ＬＮＧストリームの発熱量を制御しなければならないこと、それ自体生成物としてその重質炭化水素成分の価値があることなどがある。意外にも、今日までこの炭化水素除去段階の効率については殆ど注目されてこなかった。
【０００８】
　本発明に従って、ＬＮＧ液化プロセスに炭化水素除去段階を注意深く集約させることによって、従来プロセスよりもかなり少ないエネルギーでＬＮＧと個々の重質炭化水素液体生成物とを生産することができる。低圧でも適用可能であるが、本発明は４００〜１５００ｐｓｉａ［２，７５８〜１０，３４２ｋＰａ（ａ）］以上の範囲で供給ガスを処理すると特に都合がよい。」（原文第４頁第１３行〜第２５行）
　
（ｇ）
「【００１０】
・・（中略）・・
発明の詳細な説明
実施例１
　図１を参照して、本発明に従ったプロセスの説明から始める。この図では、天然ガス供給ストリーム中の大部分のエタンと重質成分とを含むＮＧＬ副生成物を製造するのが望ましい。本発明のこのシミュレーションにおいて、入口ガスはストリーム３１として９０゜Ｆ［３２℃］及び１２８５ｐｓｉａ［８，８６０ｋＰａ（ａ）］でプラントに入る。もし入口ガスが生成物ストリームを妨げて規格に合わせないようにするある濃度の二酸化炭素及び／または硫黄化合物を含む場合、これらの化合物は、供給ガスを好適に予備処理（示されていない）することによって除去する。さらにこの供給ストリームは、通常、極低温条件下で水和物（氷）が形成しないように脱水する。この目的に関しては、通常、固体乾燥剤が使用されてきた。
【００１１】
　供給ストリーム３１を、−６８゜Ｆ［−５５℃］で冷媒ストリームとデメタナイザー・サイド・リボイラー（ｄｅｍｅｔｈａｎｉｚｅｒ　ｓｉｄｅ　ｒｅｂｏｉｌｅｒ）液で熱交換によって熱交換器１０で冷却する。全ての場合において、熱交換器１０は個々の熱交換器の群であるか、単一のマルチパス熱交換器、またはその任意の組合せの代表例であることに留意されたい。（表示の冷却設備に関し二つ以上の熱交換器を使用するかどうかの判断は、入口ガス流速、熱交換器のサイズ、ストリーム温度などを含む多くの因子に依存するが、これらに限定されない）冷却ストリーム３１ａは−３０゜Ｆ［−３４℃］及び１２７８ｐｓｉａ［８，８１２ｋＰａ（ａ）］で分離器１１に入り、ここで蒸気（ストリーム３２）は凝縮液体（ストリーム３３）から分離される。
【００１２】
　分離器１１からの蒸気（ストリーム３２）を二つのストリーム３４と３６に分割する。全蒸気の約２０％を含むストリーム３４を凝縮液体、ストリーム３３と混合してストリーム３５を形成する。混合ストリーム３５は冷媒ストリーム７１ｅと一緒に熱交換関係にある熱交換器１３を通過し、ストリーム３５ａを冷却し、実質的に凝縮させる。次いで実質的に凝縮されたストリーム３５ａを−１２０゜Ｆ［−８５℃］で、膨張弁１４などの適当な膨張デバイスを通してフラッシュ膨張させて分留塔１９の操作圧力（約４６５ｐｓｉａ［３，２０６ｐＫａ（ａ）］）にする。膨張させている間に、ストリームが一部蒸発して、ストリーム全体が冷却される。図１に示されているプロセスでは、膨張弁１４を離れる膨張ストリーム３５ｂは−１２２゜Ｆ［−８６℃］の温度に到達し、分留塔１９の脱メタン化区画１９ｂの中間供給位置に供給される。
【００１３】
　分離器１１からの蒸気の残り８０％（ストリーム３６）は、膨張仕事機械１５に入り、そこで機械的エネルギーが高圧供給材料のこの部分から取り出される。機械１５はこの蒸気を約１２７８ｐｓｉａ［８，８１２ｋＰａ（ａ）］から塔の操作圧力まで実質的に等エントロピー的に膨張させ、膨張ストリーム３６ａを約−１０３゜Ｆ［−７５℃］の温度に膨張仕事によって冷却する。通常利用可能なエキスパンダーは、理想の等エントロピー膨張で理論的に利用可能な仕事の８０〜８５％のオーダーで回復可能である。回復された仕事は、たとえば塔頂部ガス（ストリーム３８）を再圧縮するのに使用し得る延伸圧縮機（たとえばアイテム１６）を駆動するのによく使用される。膨張され、部分的に凝縮されたストリーム３６ａを、下部の中間カラム供給点で蒸留カラム１９に供給材料として供給する。
【００１４】
　分留塔１９内のデメタナイザーは、複数の垂直に配置されたトレー、１つ以上の充填床、またはトレーと充填材との組合せを含む慣用の蒸留カラムである。天然ガス処理プラントによく見られるように、この分留塔は二つの区画から構成されていてもよい。上部区画１９ａは分離器であり、ここで上部供給材料をそれぞれ蒸気と液体部分とに分割し、下部蒸留区画または脱メタン化区画１９ｂから上昇する蒸気を（もしあれば）上部供給材料の蒸気部分と混合して、冷デメタナイザー塔頂部蒸気（ストリーム３７）を形成し、これは−１３５゜Ｆ［−９３℃］で塔頂部を出る。下部の脱メタン化区画１９ｂはトレー及び／または充填材を含み、下降する液体と上昇する蒸気との間に必要な接触をもたらす。この脱メタン化区画は一つ以上のリボイラ（たとえばリボイラ２０）も含み、これはカラムを降流する液体の一部を加熱且つ気化させて、カラムを昇流するストリッピング蒸気を提供する。液体生成物ストリーム４１は、底部生成物のモルベースでメタン：エタン比が０．０２０：１の典型的な規格（ｓｐｅｃｉｆｉｃａｔｉｏｎ）をベースとして、１１５゜Ｆ［４６℃］で塔の底部を出る。
【００１５】
　デメタナイザー塔頂部蒸気（ストリーム３７）を熱交換器２４で９０゜Ｆ［３２℃］に温め、温暖デメタナイザー塔頂部蒸気の一部を抜き取ってプラント用の燃料ガス（ストリーム４８）として供給する。（抜き取らなくてはならない燃料ガスの量は、たとえばこの実施例での冷媒圧縮機６４、６６及び６８等のプラントのガス圧縮機を駆動させるエンジン及び／またはタービンに必要な燃料によって主に決定される）温暖デメタナイザー塔頂部蒸気の残余（ストリーム３８）は、膨張機械１５、６１及び６３によって駆動される圧縮機１６によって圧縮される。流出冷却器（ｄｉｓｃｈａｒｇｅ　ｃｏｏｌｅｒ）２５で１００゜Ｆ［３８℃］に冷却した後、ストリーム３８ｂを冷デメタナイザー塔頂部蒸気、ストリーム３７で相互交換（ｃｒｏｓｓ　ｅｘｃｈａｎｇｅ）によって熱交換器２４で−１２３゜Ｆ［−８６℃］に冷却する。
【００１６】
　次いでストリーム３８ｃは熱交換器６０に入り、冷媒ストリーム７１ｄによりさらに冷却される。中間温度に冷却した後、ストリーム３８ｃを二つの部分に分割する。第一の部分、ストリーム４９を熱交換器６０内で−２５７゜Ｆ［−１６０℃］にさらに冷却して凝縮させ過冷却させて、そしてストリームは膨張仕事機械６１に入り、ここで機械的エネルギーがストリームから取り出される。この機械６１は液体ストリーム４９を約５６２ｓｐｉａ［３，８７８ｋＰａ（ａ）］の圧力からＬＮＧ貯蔵圧力（１５．５ｐｓｉａ［１０７ｋＰａ（ａ）］）、やや大気圧より上に実質的に等エントロピー的に膨張させる。膨張仕事によって膨張させたストリーム４９ａを約−２５８゜Ｆ［−１６１℃］の温度に冷却して、ＬＮＧ貯蔵タンク６２に方向付け、ＬＮＧ生成物（ストリーム５０）を保持する。
【００１７】
　ストリーム３９、ストリーム３８ｃのもう一つの部分を−１６０゜Ｆ［−１０７℃］で熱交換器から抜き出し、膨張弁１７等の適当な膨張デバイスで分留塔１９の操作圧力にフラッシュ膨張させる。図１に示されているプロセスでは、膨張ストリーム３９ａでは蒸発はないので、その温度はほんの少し−１６１゜Ｆ［−１０７℃］に下がって、膨張弁１７を出る。次いで膨張ストリーム３９ａを分留塔１９の上部領域の分離器区画１９ａに供給する。そこで分離された液体は脱メタン化区画１９ｂへの上部供給材料になる。
【００１８】
　ストリーム３５と３８ｃの冷却は全て、閉鎖循環式冷却ループによって提供する。このサイクル用の作動流体（ｗｏｒｋｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ）は炭化水素と窒素との混合物であり、この混合物の組成は、利用可能な冷却媒体を使用して適正な圧力で凝縮させつつ必要な冷媒温度を提供するのに必要に応じて調節される。この場合、冷却水を使用して凝縮すると想定されたので、窒素、メタン、エタン、プロパンと重質炭化水素とから構成される冷媒混合物を図１のプロセスのシミュレーションで使用する。ストリームの組成は、おおよそのモルパーセントで、７．５％窒素、４１．０％メタン、４１．５％エタン及び１０．０％プロパンで、残余は重質炭化水素である。
【００１９】
　冷媒ストリーム７１は１００゜Ｆ［３８℃］及び６０７ｐｓｉａ［４，１８５ｋＰａ（ａ）］で流出冷却器６９を離れる。このストリームは熱交換器１０に入り、−３１゜Ｆ［−３５℃］に冷却され、部分的に温められた膨張冷媒ストリーム７１ｆと他の冷媒ストリームによって部分的に凝縮される。図１のシミュレーションに関しては、これらの他の冷媒ストリームは種々の温度及び圧力レベルの市販品の品質のプロパン冷媒であることを前提とした。次いで、部分的に凝縮された冷媒ストリーム７１ａは、部分的に温められた膨張冷媒ストリーム７１ｅによってさらに−１１４゜Ｆ［８１℃］に冷却し、凝縮させ、冷媒（ストリーム７１ｂ）を部分的に過冷却するために熱交換器１３に入る。この冷媒は、膨張冷媒ストリーム７１ｄによって熱交換器６０で−２５７゜Ｆ［−１６０℃］にさらに過冷却される。この過冷却液体ストリーム７１ｃは膨張仕事機械６３に入り、そこでストリームが約５８６ｐｓｉａ［４，０４０ｋＰａ（ａ）］〜約３４ｐｓｉａ［２３４ｋＰａ（ａ）］の圧力へ実質的に等エントロピー的に膨張するにつれて、機械的エネルギーがストリームから取り出される。膨張している間、ストリームの一部が気化して、ストリーム全体を−２６３゜Ｆ［−１６４℃］（ストリーム７１ｄ）に冷却する。次いで膨張ストリーム７１ｄは熱交換器６０、１３及び１０に入り、そこで気化し過熱されるにつれて、ストリーム３８ｃ、ストリーム３５と冷媒（ストリーム７１、７１ａ及び７１ｂ）を冷却する。
【００２０】
　過熱冷媒蒸気（ストリーム７１ｇ）は９３゜Ｆ［３４℃］で熱交換器１０を離れ、三段階で６１７ｐｓｉａ［４，２５４ｋＰａ（ａ）］に圧縮される。三つの圧縮段階（冷媒圧縮機６４、６６及び６８）はそれぞれ予備電源により駆動され、冷却器（流出冷却器６５、６７及び６９）に進んで圧縮熱を除去する。流出冷却器６９からの圧縮ストリーム７１は熱交換器１０に戻って、サイクルが完了する。
【００２１】
　図１に示されたプロセスのストリーム流速とエネルギー消費の概要を以下の表に示す。
【００２２】
【表１】
　
【００２３】
　ＬＮＧ製造プロセス効率は、通常、全冷却圧縮動力対全液体製造速度の比である、必要な「比動力消費（ｓｐｅｃｉｆｉｃ　ｐｏｗｅｒ　ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ）」を使用して比較する。ＬＮＧを製造するための従来プロセスに関し比動力消費の公開情報では、０．１６８ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．２７６ｋＷ／−時間／ｋｇ］〜０．１８２ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．３００ｋＷ／−時間／ｋｇ］の範囲を示しており、これはＬＮＧ製造プラントの年間３４０日の操業因子に基づくものと考えられる。これと同一ベースで、本発明の図１の態様の比動力消費は０．１６１ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．２６５ｋＷ／−時間／ｋｇ］であり、これは従来プロセスよりも４〜１３％も効率が改良している。さらに、従来プロセスの比動力消費は、本発明のこの実施例で示されているようにＮＧＬ（Ｃ２及び重質炭化水素）液体ストリームではなく、比較的低い回収レベルでＬＰＧ（Ｃ３及び重質炭化水素）または凝縮物（Ｃ４及び重質炭化水素）液体ストリームだけを同時に製造することをベースとしていることに留意しなければならない。従来プロセスは、ＬＰＧストリームまたは凝縮物ストリームの代わりにＮＧＬストリームを同時に製造するためにかなりの冷却動力が必要である。」（原文第８頁第１７行〜第１６頁第１４行）
　
（ｈ）
「【００３８】
・・（中略）・・
実施例３
　ＬＮＧ生成物に関する規格によって供給ガス中に含まれるエタンが全てＬＮＧ生成物中に回収できるならば、またはエタンを含有する液体副生成物の市場がないならば、図４に示されているような本発明の別の態様を使用してＬＰＧ副生成物ストリームを製造することができる。図４に示されているプロセスで検討された入口ガス組成及び条件は、図１及び３のものと同一である。従って図４のプロセスは、図１及び３に示された態様と比較することができる。
【００３９】
　図４のプロセスのシミュレーションにおいて、入口ガスはストリーム３１として９０゜Ｆ［３２℃］及び１２８５ｐｓｉａ［８，８６０ｋＰａ（ａ）］でプラントに入り、−４６゜Ｆ［−４３℃］で冷媒ストリーム及びフラッシュ分離器液体と熱交換により熱交換器１０で冷却される（ストリーム３３ａ）。この冷却ストリーム３１ａは−１゜Ｆ［−１８℃］及び１２７８ｐｓｉａ［８，８１２ｋＰａ（ａ）］で分離器１１に入り、ここで蒸気（ストリーム３２）を凝縮液体（ストリーム３３）から分離する。
【００４０】
　分離器１１からの蒸気（ストリーム３２）は膨張仕事機械１５に入り、ここで機械的エネルギーが高圧供給材料のこの部分から取り出される。この機械１５は約１２７８ｐｓｉａ［８，８１２ｋＰａ（ａ）］の圧力から約４４０ｐｓｉａ［３，０３４ｋＰａ（ａ）］の圧力（分離器／吸着塔１８の操作圧力）へ蒸気を実質的に等エントロピー的に膨張させ、膨張仕事によって膨張ストリーム３２ａを約−８１゜Ｆ［−６３℃］の温度に冷却する。膨張し部分的に凝縮されたストリーム３２ａは、分離器／吸着塔１８の下部領域の吸着区画１８ｂに供給される。膨張ストリームの液体部分は、吸着区画から下降する液体と混ざって、混合液体ストリーム４０は分離器／吸着塔１８の底部を−８６゜Ｆ［−６６℃］で出る。膨張ストリームの蒸気部分は吸着区画を通って上昇し、下降する冷液体と接触してＣ３成分と重質成分とを凝縮且つ吸収する。
【００４１】
　分離器／吸着塔１８は、垂直に間隔を開けた複数のトレーと、一つ以上の充填床と、またはトレーと充填材との組合せを含む慣用の蒸留カラムである。天然ガス処理プラントでよく見られることであるが、分離器／吸着塔は二つの区画からなっていてもよい。上部区画１８ａは分離器であり、ここで上部供給材料中に含まれる全ての蒸気がその対応する液体部分から分離され、ここで下部蒸留または吸着区画１８ｂから上昇する蒸気は上部供給材料の蒸気部分（もしあれば）と混合して冷蒸留ストリーム３７を形成し、これは塔の上部を出る。下部の吸着区画１８ｂはトレー及び／または充填材を含み、下降する液体と上昇する蒸気との間に必要な接触を提供して、Ｃ３成分と重質成分とを凝縮且つ吸着する。
【００４２】
　分離器／吸着塔１８の底部からの混合液体ストリーム４０をポンプ２６によって熱交換器１３に輸送し、そこでデエタナイザー（ｄｅｅｔｈａｎｉｚｅｒ）塔頂部（ストリーム４２）と冷媒（ストリーム７１ａ）とを冷却するに連れて、それ（ストリーム４０ａ）は加熱される。混合液体ストリームは−２４゜Ｆ［−３１℃］に加熱され、部分的にストリーム４０ｂを気化したあと、中間カラム供給材料としてデエタナイザー１９に供給される。分離器液体（ストリーム３３）を膨張弁１２によってデエタナイザー１９の操作圧力よりもやや上にフラッシュ膨張させ、ストリーム３３を−４６゜Ｆ［−４３℃］に冷却してから、上記の如く入ってくる供給材料ガスを冷却する。いまは８５゜Ｆ［２９℃］のストリーム３３ｂは下方の中間カラム供給点でデエタナイザー１９に入る。デエタナイザーでは、ストリーム４０ｂと３３ｂはそのメタンとＣ２成分とがストリッピングされる。約４５３ｐｓｉａ［３，１２３ｋＰａ（ａ）］で操作する塔１９のデエタナイザーは、垂直に間隔を開けた複数のトレー、一つ以上の充填床、またはトレーと充填材との組合せを含む慣用の蒸留カラムでもある。このデエタナイザー塔は上部の分離器区画１９ａと下部の脱エタン化区画１９ｂとからなっていてもよく、上部の分離器区画１９ａでは、上部供給材料中に含まれる全ての蒸気をその対応する液体部分から除去し、下部蒸留または脱エタン化区画１９ｂから上がってくる蒸気を上部供給材料の（もしあれば）蒸気部分と混合して、塔の上部を出る蒸留ストリーム４２を形成する；下部の脱エタン化区画１９はトレー及び／または充填材を含み、下降する液体と上昇する蒸気との間に必要な接触を提供する。脱エタン化区画１９ｂは、一つ以上のリボイラ（たとえばリボイラ２０）も含み、これはカラム底部で液体の一部を加熱且つ気化させて、ストリッピング蒸気を提供し、これはカラムを昇流してメタンとＣ２成分との液体生成物、ストリーム４１をストリッピングする。底部液体生成物の典型的な規格は、モルベースでエタン対プロパン比０．０２０：１である。液体生成物ストリーム４１は２１４゜Ｆ［１０１℃］でデエタナイザーの底部を出る。
【００４３】
　デエタナイザー１９内の操作圧力は、分離器／吸着塔１８の操作圧力よりもやや上に保持する。これによってデエタナイザー塔頂部蒸気（ストリーム４２）が熱交換器１３内を、次いで分離器／吸着塔１８の上部区画に流れることができる。熱交換器１３では、−１９゜Ｆ［−２８℃］でデエタナイザー塔頂部は分離器／吸着塔１８の底部からの混合液体ストリーム（ストリーム４０ａ）と熱交換関係に導かれ、冷媒ストリーム７１ｅをフラッシュし、ストリームを−８９゜Ｆ［−６７℃］に冷却し（ストリーム４２ａ）、部分的に凝縮させる。この部分的に凝縮させたストリームは還流ドラム２２に入り、ここで凝縮液体（ストリーム４４）は未凝縮蒸気（ストリーム４３）から分離される。ストリーム４３は分離器／吸着器の上部領域を離れる蒸留蒸気ストリーム（ストリーム３７）と混合して、冷残渣ガスストリーム４７を形成する。凝縮液体（ストリーム４４）はポンプ２３によって高圧に汲み上げられ、同時にストリームは二つの部分に分割される。一方の部分ストリーム４５は分離器／吸着塔１８の上部分離器区画に輸送されて、吸着区画内を上昇する蒸気と接触する冷液体として機能する。もう一方は還流ストリーム４６としてデエタナイザー１９に供給されて、−８９゜Ｆ［−６７℃］で上部供給点に流れる。
【００４４】
　冷残渣ガス（ストリーム４７）は熱交換器２４内で−９４゜Ｆ［−７０℃］から９４゜Ｆ［３４℃］に温められ、一部（ストリーム４８）が抜き出されてプラント用燃料ガスとして機能する。温暖残渣ガスの残余（ストリーム４９）は圧縮機１６によって圧縮される。流出冷却器２５内で１００゜Ｆ［３８℃］に冷却された後、ストリーム４９ｂを熱交換器２４内で冷残渣ガス、ストリーム４７で相互交換によりさらに−７８゜Ｆ［−６１℃］に冷却する。
【００４５】
　次いでストリーム４９ｃは熱交換器６０に入り、冷媒ストリーム７１ｄにより−２５５゜Ｆ［−１６０℃］にさらに冷却されて、ストリームを凝縮且つ過冷却し、それでストリームは膨張仕事機械６１に入り、そこで機械的エネルギーがストリームから取り出される。この機械６１は液体ストリーム４９ｄを約６４８ｐｓｉａ［４，４６５ｋＰａ（ａ）］の圧力から、大気圧よりもやや上のＬＮＧ貯蔵圧力（１５．５ｐｓｉａ［１０７ｋＰａ（ａ）］）に実質的に等エントロピー的に膨張させる。この膨張仕事によって膨張ストリーム４９ｃを約−２５６゜Ｆ［−１６０℃］の温度に冷却し、ＬＮＧ生成物（ストリーム５０）を保持するＬＮＧ貯蔵タンク６２に向ける。
【００４６】
　図１及び図３のプロセスと同様に、閉鎖サイクル冷却ループによって、ストリーム４２の冷却の大部分とストリーム４９ｃの冷却の全てが提供される。図４のプロセスに関するサイクルで作動流体として使用したストリームの組成は、おおよそのモルパーセントで、８．７％窒素、３０．０％メタン、４５．８％エタン及び１１．０％プロパンで、残余は重質炭化水素である。冷媒ストリーム７１は１００゜Ｆ［３８℃］及び６０７ｐｓｉａ［４，１８５ｋＰａ（ａ）］で流出冷却器６９を離れる。これは熱交換器１０に入り、−１７゜Ｆ［−２７℃］に冷却され、部分的に温められた膨張冷媒７１ｆにより及び他の冷媒ストリームによって部分的に凝縮される。図４のシミュレーションに関しては、これら他の冷媒ストリームは三つの異なる温度及び圧力レベルで市販品質のプロパン冷媒であると仮定される。次いで部分的に凝縮された冷媒ストリーム７１ａは熱交換器１３に入り、部分的に温められた膨張冷媒ストリーム７１ｅによってさらに−８９゜Ｆ［−６７℃］に冷却され、さらに冷媒を凝縮させる（ストリーム７１ｂ）。この冷媒は完全に凝縮され、膨張冷媒ストリーム７１ｄによって熱交換器６０内で−２５５゜Ｆ［−１６０℃］に過冷却される。過冷却液体ストリーム７１ｃは膨張仕事機械６３に入り、そこで約５８６ｐｓｉａ［４，０４０ｋＰａ（ａ）］から約３４ｐｓｉａ［２３４ｋＰａ（ａ）］の圧力に実質的に等エンタルピー的に膨張するに連れて、機械的エネルギーがストリームから取り出される。膨張の間に、ストリームの一部が気化し、ストリーム全体を−２６４゜Ｆ［−１６４℃］に冷却する（ストリーム７１ｄ）。次いで膨張ストリーム７１ｄは熱交換器６０、１３及び１０に再び入って、気化且つ過熱されるにつれて、ストリーム４９ｃ、ストリーム４２及び冷媒（ストリーム７１、７１ａ及び７１ｂ）を冷却する。
【００４７】
　過熱冷媒蒸気（ストリーム７１ｇ）は９０゜Ｆ［３２℃］で熱交換器１０を離れ、三段階で６１７ｐｓｉａ［４，２５４ｋＰａ（ａ）］に圧縮される。三つの圧縮段階（冷媒圧縮機６４、６６及び６８）はそれぞれ追加の電源により駆動され、冷却器（流出冷却器６５、６７及び６９）に続き圧縮熱を除去する。流出冷却器６９からの圧縮ストリーム７１は熱交換器１０に戻って系は完了する。
【００４８】
　図４に示したプロセスのストリーム流速及びエネルギー消費の概要を以下の表に示す。
【００４９】
【表３】
　
【００５０】
　ＬＮＧ製造プラントが１年に３４０日の操業因子と仮定すると、本発明の図４の態様の比動力消費は０．１４３ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．２３６ｋＷ−Ｈｒ／Ｋｇ］である。従来プロセスと比較して、改善効率は図４の態様に関しては１７〜２７％である。
【００５１】
　図１及び図３の態様と比較して、本発明の図４の態様は生成した液体の単位当たり６％〜１１％低い動力が必要である。かくして、利用可能な圧縮動力の所定量に関しては図４の態様は、ＬＰＧ副生成物としてＣ３及び重質炭化水素を回収することにより、図１の態様よりも約６％多い天然ガス、または図３の態様よりも約１１％多い天然ガスを液化することができる。特定の適用に関して本発明の図４の態様と図１または図３の態様との選択は、（図１と図３の態様によって生成したＬＮＧの発熱量は図４の態様によって生成したものよりも低いので）通常、ＮＧＬ生成物中の重質炭化水素の金銭的価値対ＬＮＧ生成物中のその対応する値により、またはＬＮＧ生成物に関する発熱量規格により決定される。」（原文第２４頁第７行〜第３３頁第１２行）
　
（ｉ）
「【００６３】
・・（中略）・・
他の態様
　当業者は、所定のプラントの場所での需要に最も合うように、ＮＧＬストリーム、ＬＰＧストリームまたは凝縮物ストリームを同時に製造できるように全てのタイプのＬＮＧ液化プラントで使用するために本発明を適合させ得ることを理解するだろう。さらに、液体副生成物ストリームを回収するために、種々のプロセス配置を使用できることを理解するだろう。たとえば図１及び図３の態様は、実施例１及び２に記載したようなＮＧＬストリームよりもむしろ、液体副生成物ストリームとしてＬＰＧストリームまたは凝縮物ストリームを回収するために適合させることができる。図４の態様は、実施例３に記載の如くＬＰＧ副生成物を製造するよりも供給材料ガスに含まれるＣ２成分のかなりの画分を含むＮＧＬストリームを回収するため、または供給材料ガス中に含まれるＣ４及び重質成分だけを含有する凝縮物ストリームを回収するために適合させることができる。図５の態様は、実施例４に記載の如く凝縮物副生成物を製造するよりも供給材料ガスに含まれるＣ２成分のかなりの画分を含むＮＧＬストリームを回収するため、または供給材料中に含まれるＣ３成分のかなりの画分を含有するＬＰＧストリームを回収するために適合させることができる。
【００６４】
　図１、３、４及び５は、示された処理条件に関する本発明の好ましい態様を示す。図６〜図２１は、特定の適用に関して検討され得る本発明の別の態様を表す。図６及び７に示されているように、分離器１１からの凝縮液体（ストリーム３３）の全てまたは一部を、熱交換器１３に流れる分離器蒸気（ストリーム３４）の一部と一緒に混合するよりも、むしろ別々に下部中間カラム供給材料位置で分留塔１９に供給することができる。図８は、その比動力消費が幾らか高いが、図１及び図６の態様よりも装置が少なくてよい本発明の別の態様を示す。同様に、図９は、高い比動力消費を犠牲にして図３及び図７の態様よりも装置が少なくてよい本発明の別の態様を示す。図１０〜１４は、その比動力消費が高いが、図４の態様よりも装置が少なくてよい本発明の別の態様を示す。（図１０〜図１４に示されているように、たとえばデエタナイザー１９などの蒸留カラムまたは系は、再沸騰吸着材塔デザインと還流再沸騰塔デザインの両方を含むことに留意されたい）図１５及び図１６は、図４と図１０〜図１４の分離器／吸着材塔１８とデエタナイザー１９の機能を一つの分留カラム１９に組み合わせる本発明の別の態様を示す。供給材料ガス中の重質炭化水素の質と供給材料ガス圧とに依存して、熱交換器１０を離れる冷却供給材料ストリーム３１ａは全く液体を含んでいないので［露点より上であるか、またはクリコンデンバー（ｃｒｉｏｃｏｎｄｅｎｂａｒ）を超えているので］、図１及び３〜１６に示されている分離器１１は必要ではなく、冷却供給材料ストリームは膨張仕事機械１５などの適当な膨張デバイスに直接流れることができる。
【００６５】
　凝縮及び過冷却用に熱交換器６０に供給する前に、液体副生成物ストリーム（図１、３、６〜１１、１３及び１４のストリーム３７、図４、１２、１５及び１６のストリーム４７、並びに図５のストリーム４３）を回収した後に残存するガスストリームの処置は多くの方法で実施することができる。図１及び３〜１６のプロセスにおいて、ストリームは加熱され、一つ以上の膨張仕事機械から誘導されたエネルギーを使用して高圧に圧縮され、流出冷却器で部分的に冷却され、次いで元のストリームとの相互交換によりさらに冷却される。図１７に示されているように、幾つかの応用では、たとえば外部電源により駆動される追加の圧縮機５９を使用して、ストリームを高圧に圧縮するのが好ましい。図１及び３〜１６の破線の装置（熱交換器２４及び流出冷却器２５）により示されているように、状況によっては、熱交換器６０に入る前に（冷媒圧縮機６４、６６及び６８の動力消費が増加し、熱交換器６０の冷却負荷が多くなるのを犠牲にして）圧縮ストリームの予備冷却を減らしたり、省略することによって設備の資本コストを軽減させることが好ましい。そのような場合、圧縮機を離れるストリーム４９ａは、図１８に示されるように熱交換器２４に直接流れるか、または図１９に示されているように熱交換器６０に直接流れることができる。膨張仕事機械を高圧供給材料ガスのどの部分の膨張にも使用しない場合、図２０により示されている圧縮機５９などの外部電源により駆動される圧縮機を圧縮機１６の代わりに使用することができる。他の場合ではストリームの圧縮を全く妥当と考えられないので、ストリームは図２１に示されている熱交換器６０並びに図１及び３〜１６に示されている破線の装置（熱交換器２４、圧縮機１６及び流出冷却器２５）に直接流れる。プラント燃料ガス（ストリーム４８）が抜き出される前にストリームを加熱するために熱交換器２４が備えられない場合、図１９〜２１に示されているように、必要な熱を供給するためにユーティリティーストリーム（ｕｔｉｌｉｔｙ　ｓｔｒｅａｍ）またはもう一つのプロセスストリームを使用して、燃料ガスを消費する前に燃料ガスを温めるために追加のヒーター５８が必要かもしれない。ガス組成、プラントのサイズ、所望の副生成物ストリーム回収率レベル、及び利用可能な装置などの因子を全て考慮に入れなければならないので、これらのような選択は通常、適用毎に評価しなければならない。
【００６６】
　本発明に従って、ＬＮＧ製造区画への供給材料ストリーム及び入口ガスストリームの冷却は多くの方法で実施することができる。図１、３及び６〜９のプロセスでは、入口ガスストリーム３１は、分留塔１９からの塔液体と外部冷媒ストリームにより冷却且つ凝縮される。図４、５及び１０〜１４では、フラッシュ分離器液体を外部冷媒ストリームと一緒にこの目的に関して使用する。図１５及び１６では、外部冷媒ストリームと一緒にこの目的に関して塔液体及びフラッシュ化分離器液体を使用する。図１７〜２１では、外部冷媒ストリームのみを使用して入口ガスストリーム３１を冷却する。しかしながら、図４、５、１０及び１１に示されているように、冷プロセスストリームを使用して高圧冷媒（ストリーム７１ａ）を幾らか冷却することもできよう。さらに、単数または複数のストリームよりも冷たい任意のストリームを使用することができる。たとえば、分離器／吸着塔１９または分留塔１９からの蒸気側流（ｓｉｄｅ　ｄｒａｗ）を冷却用に抜き出し使用することができよう。プロセス熱交換用の塔の液体及び／または蒸気の使用及び分配、並びに入口ガス及び供給材料ガス冷却用の熱交換器の特定の配置は、それぞれ特定の用途に関して、並びに具体的な熱交換操作用のプロセスストリームの選択に関して評価しなければならない。冷却源の選択は、供給ガス組成及び条件、プラントのサイズ、熱交換器のサイズ、潜在的冷却源温度などを含む多数の因子に依存しようが、これらに限定されない。当業者は、上記冷却源または冷却方法の任意の組合せを使用して、単数または複数の所望の供給材料ストリーム温度を得ることができる。
【００６７】
　さらに、ＬＮＧ製造区画に入口ガスストリーム及び供給材料ストリームを供給する追加の外部冷却は、種々の方法で実施することもできる。図１及び３〜２１では、高レベルの外部冷却に関しては単一成分の冷媒の沸騰が想定され、低レベルの外部冷却に関しては多成分の冷媒の沸騰が想定され、単一成分の冷媒を使用して多成分冷媒ストリームを予備冷却する。あるいは高レベル冷却と低レベル冷却のいずれをも、順に低い沸点をもつ単一成分冷媒（則ちカスケード冷却）または、順に低い蒸発圧力で単一成分冷媒を使用して実施することができる。もう一つには、高レベル冷却と低レベル冷却のいずれをも使用して、必要な冷却温度を提供するように調節されたそれぞれの組成をもつ多成分冷媒ストリームを使用して実施することができる。外部冷却を提供するための方法の選択は、供給ガス組成及び条件、プラントのサイズ、圧縮機ドライバーのサイズ、熱交換器のサイズ、周囲ヒートシンク温度などの多くの因子に依存しようが、これらに限定されない。当業者は、上記の外部冷却を提供するための方法の任意の組合せを使用して、単数または複数の所望の供給材料ストリーム温度を得ることができる。
【００６８】
　熱交換器６０を離れる凝縮液体ストリーム（図１、６及び８のストリーム４９、図３、４、７及び９〜１６のストリーム４９ｄ、図５、１９及び２０のストリーム４９ｂ、図１７のストリーム４９ｅ、図１８のストリーム４９ｃ並びに図２１のストリーム４９ａ）の過冷却によって、ＬＮＧ貯蔵タンク６２の操作圧力にストリームを膨張させる間に発生し得るフラッシュ蒸気の量を軽減または省略する。これは通常、フラッシュガス圧縮の必要性を省略することによってＬＮＧを製造するための比動力消費を軽減する。しかしながら、状況によっては、発生し得る全てのフラッシュガスを処分するためにフラッシュガス圧縮または他の手段を使用して、及び熱交換器６０のサイズを小さくすることによって設備の資本コストを軽減するのが好ましい。
【００６９】
　個々のストリーム膨張を特定の膨張デバイスで表現したが、それぞれの場合に応じて別の膨張手段を使用することができる。たとえば、条件によっては実質的に凝縮された供給材料ストリーム（図１、３、６及び７のストリーム３５ａ）または中間圧力還流ストリーム（図１、６及び８のストリーム３９）の膨張仕事を保証することができる。さらに、熱交換器６０を離れる過冷却液体ストリーム（図１、６及び８のストリーム４９、図３、４、７及び９〜１６のストリーム４９ｄ、図５、１９及び２０のストリーム４９ｂ、図１７のストリーム４９ｅ、図１８のストリーム４９ｃ並びに図２１のストリーム４９ａ）の膨張仕事の代わりに等エンタルピー的フラッシュ膨張を使用することができるが、膨張の間にフラッシュ蒸気が形成するのを防ぐために熱交換器６０内でもっと過冷却するか、または発生したフラッシュ蒸気を処理するためにフラッシュ蒸気圧縮または他の手段を加えることが必要であろう。同様に、熱交換器６０を離れる過冷却高圧冷媒ストリーム（図１及び３〜２１のストリーム７１ｃ）の膨張仕事の代わりに等エンタルピー的フラッシュ膨張を使用することができ、これによって冷媒を圧縮するために動力消費が増大する。」
（原文第４０頁第１８行〜第４６頁第１８行）
　
（ｊ）【図１】（公報第６４頁左上欄、原文図面頁第１／２１頁）
「
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　」
　
（ｋ）【図４】（公報第６４頁右下欄、原文図面頁第４／２１頁）
「
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　」
　
（ｌ）【図１５】（公報第６７頁左下欄、原文図面頁第１５／２１頁）
「
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　」
　
２．本願発明についての検討
　
（１）引用例に記載された発明
　上記引用例には、
「メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法であって、
（ａ）前記天然ガスを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する；及び
（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する、前記方法において、
（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる；
（２）この部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して蒸気ストリームと液体ストリームとを提供する；
（３）前記蒸気ストリームを少なくとも第一のガスストリームと第二のガスストリームとに分割する；
（４）前記第一のガスストリームを前記液体ストリームの少なくとも一部と混合して、混合ストリームを形成する；
（５）前記混合ストリームを冷却して実質的にその全てを凝縮させ、その後膨張させて中間圧力とする；
（６）前記第二のガスストリームを膨張させて前記中間圧力とする；
（７）前記液体ストリームの残余部分を全て膨張させて前記中間圧力とする；
（８）膨張させた実質的に凝縮化混合ストリーム、膨張させたガスの第二のストリームと、前記液体ストリームの残余部分とを蒸留カラム内に方向付け、ここで前記ストリームを、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分と、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する；及び
（９）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、前記凝縮ストリームを形成する
ことを改良点とする」「液化天然ガスストリームを形成する方法」が記載されている（摘示（ａ）参照）。
　してみると、上記引用例には、上記（ａ）の摘示事項からみて、
「メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法であって、
（ａ）前記天然ガスを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する；及び
（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する、前記方法において、
（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる；
（２）この部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して蒸気ストリームと液体ストリームとを提供する；
（３）前記蒸気ストリームを少なくとも第一のガスストリームと第二のガスストリームとに分割する；
（４）前記第一のガスストリームを前記液体ストリームの少なくとも一部と混合して、混合ストリームを形成する；
（５）前記混合ストリームを冷却して実質的にその全てを凝縮させ、その後膨張させて中間圧力とする；
（６）前記第二のガスストリームを膨張させて前記中間圧力とする；
（７）前記液体ストリームの残余部分を全て膨張させて前記中間圧力とする；
（８）膨張させた実質的に凝縮化混合ストリーム、膨張させたガスの第二のストリームと、前記液体ストリームの残余部分とを蒸留カラム内に方向付け、ここで前記ストリームを、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分と、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する；及び
（９）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、前記凝縮ストリームを形成する
ことを改良点とする上記方法」
に係る発明（以下、「引用発明」という。）が記載されているものといえる。
　
（２）対比・検討
　
ア．対比
　本願発明と上記引用発明とを対比すると、引用発明における「重質炭化水素成分」、各「ストリーム」、「揮発性残渣ガス画分」及び「比較的揮発性の低い画分」は、それぞれ、本願発明における「メタンより重質の炭化水素成分」、各「流れ」、「揮発性の高い蒸気蒸留流れ」及び「比較的揮発性の低い留分」に相当することが明らかである。
　してみると、引用発明における
「メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法」、
「（ａ）前記天然ガスを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する」、
「（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する」、
「（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる」、
「（２）この部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して蒸気ストリーム・・を提供する；（３）前記蒸気ストリームを少なくとも第一のガスストリームと第二のガスストリームとに分割する」、
「（４）前記第一のガスストリームを前記液体ストリーム・・と混合して、混合ストリームを形成する；（５）前記混合ストリームを冷却して実質的にその全てを凝縮させ、その後膨張させて中間圧力とする」、
「（６）前記第二のガスストリームを膨張させて前記中間圧力とする」、
「（８）膨張させた実質的に凝縮化混合ストリーム、膨張させたガスの第二のストリームと・・を蒸留カラム内に方向付け、ここで前記ストリームを、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分と、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する」、
「（９）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、前記凝縮ストリームを形成する」及び
「・・を改良点とする上記方法」は、それぞれ、本願発明における、
「メタン及びメタンより重質の炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法」、
「（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し」、
「（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する」、
「（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多い冷却工程において処理し」、
「（２）前記冷却した天然ガス流れを少なくとも第１の流れ及び第２の流れに分割し」、
「（３）前記第１の流れを冷却して実質的にそのすべてを凝縮させ、その後、中圧まで膨張させ」、
「（４）前記第２の流れを前記中圧まで膨張させ」、
「（５）前記膨張させた第１の流れ及び前記膨張させた第２の流れを、蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを、揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記メタンより重質の炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離し」、
「（８）・・前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性の残留ガス流分を形成し；そして、（９）前記揮発性の残留ガス流分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それにより、前記凝縮流れを形成する」及び
「という改良がなされた前記方法。」に相当する。
　したがって、本願発明と引用発明とは、
「メタン及びメタンより重質の炭化水素成分を含有する天然ガス流れを液化するための方法であって、
（ａ）前記天然ガス流れを加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、凝縮流れを形成し；そして
（ｂ）前記凝縮流れを低圧まで膨張させて、液化天然ガス流れを形成する
前記方法において、
（１）前記天然ガス流れを１つ又はそれより多い冷却工程において処理し；
（２）前記冷却した天然ガス流れを少なくとも第１の流れ及び第２の流れに分割し；
（３）前記第１の流れを冷却して実質的にそのすべてを凝縮させ、その後、中圧まで膨張させ；
（４）前記第２の流れを前記中圧まで膨張させ；
（５）前記膨張させた第１の流れ及び前記膨張させた第２の流れを、蒸留塔に送り、そこで、これらの流れを、揮発性の高い蒸気蒸留流れと、前記メタンより重質の炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い留分とに分離し；
（８）前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性の残留ガス流分を形成し；
（９）前記揮発性の高い残留ガス流分を加圧下で冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それにより、前記凝縮流れを形成する
という改良がなされた前記方法。」
に係る点で一致し、下記の点で相違している。 
　
相違点：本願発明では、「（６）蒸気蒸留流れを前記蒸留塔の前記膨張させた第２の流れより低い領域から抜き出し、充分に冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって、残りの蒸気流れと還流流れとを形成し；（７）前記還流流れを前記蒸留塔にその頂部供給材料として送り；（８）前記残りの蒸気流れを前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと組み合わせて」揮発性の残留ガス流分を形成するのに対して、引用発明では、そのような工程につき付加特定されていない点
　
イ．検討
　
（ア）引用例の他の記載事項について
　上記相違点につき検討するにあたり、引用例に記載された摘示（ａ）以外の事項につき検討する。
　
（ア−１）他の態様について
　上記引用例には、引用発明に係るものとは異なる態様として、
「メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法であって、
（ａ）前記天然ガスストリームを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する；及び
（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する、前記方法において、
（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる；
（２）この部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して第一の蒸気ストリームと第一の液体ストリームとを提供する；
（３）前記第一の蒸気ストリームを膨張させて中間圧力とし、その後接触デバイスへ方向付け、これによって第二の蒸気ストリームと第二の液体ストリームとを形成する；
（４）前記第一の液体ストリームを膨張させて前記中間圧力とする；
（５）前記第二の液体ストリームと前記膨張させた第一の液体ストリームとを蒸留カラムへ方向付け、ここで前記ストリームをより揮発性の高い蒸気蒸留ストリームと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する；
（６）前記より揮発性の高い蒸気蒸留ストリームをその少なくとも一部を凝縮させるのに十分に冷却し、これによって第三の蒸気ストリームと第三の液体ストリームとを形成する；
（７）前記第三の液体ストリームの一部を前記蒸留カラムへの上部供給材料として前記蒸留カラムへ方向付ける；
（８）前記膨張させた第一の蒸気ストリームの少なくとも一部を、前記接触デバイス中、前記第三の液体ストリームの残余部分の少なくとも一部と完全に接触させる；
（９）前記第二の蒸気ストリームを前記第三の蒸気ストリームと混合して、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分を形成する；及び
（１０）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、それによって前記凝縮ストリームを形成する
ことを改良点とする」方法（摘示（ｂ）参照）という「接触デバイス」と「蒸留カラム」とを直列的に接続して使用する【図４】（摘示（ｋ）参照）で図示できる方法が記載されており、さらに、
「メタンと重質炭化水素成分とを含有する天然ガスストリームの液化方法であって、
（ａ）前記天然ガスストリームを加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させて凝縮ストリームを形成する；及び
（ｂ）前記凝縮ストリームを膨張させて低圧とし前記液化天然ガスストリームを形成する、前記方法において、
（１）前記天然ガスストリームを一つ以上の冷却段階で処理して部分的に凝縮させる；
（２）前記部分的に凝縮させた天然ガスストリームを分離して、第一の蒸気ストリームと第一の液体ストリームとを提供する；
（３）前記第一の蒸気ストリームと前記第一の液体ストリームとを膨張させて中間圧力とする；
（４）前記膨張させた第一の蒸気ストリームと前記膨張させた第一の液体ストリームとを蒸留カラムの中間カラム供給材料位置に方向付け、ここで前記ストリームをより揮発性の高い蒸気蒸留ストリームと、前記重質炭化水素成分の大部分を含有する比較的揮発性の低い画分とに分離する；
（５）蒸気蒸留ストリームを、前記膨張させた第一の蒸気ストリームより下の前記蒸留カラムの領域から抜き出し、その一部を凝縮させるのに十分に冷却し、それによって第二の蒸気ストリームと第二の液体ストリームとを形成する；
（６）前記蒸気蒸留ストリームを抜き出すのと実質的に同一領域の供給位置で、前記液体ストリームの一部を前記蒸留カラムへのもう一つの供給材料として前記蒸留カラムに供給する；
（７）前記膨張させた第一の蒸気ストリームの少なくとも一部を、前記蒸留カラム中で前記第二の液体ストリームの残余部分の少なくとも一部と完全に接触させる；
（８）前記第二の蒸気ストリームを前記より揮発性の高い蒸気蒸留ストリームと混合して、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性残渣ガス画分を形成する；及び
（９）前記揮発性残渣ガス画分を加圧下で冷却してその少なくとも一部を凝縮させ、それによって前記凝縮ストリームを形成する
ことを改良点とする」方法（摘示（ｃ）参照）という上記【図４】における「接触デバイス」から「蒸留カラム」への直列的組合せを単一の「蒸留カラム」に代えて行う【図１５】（摘示（ｌ）参照）で図示できる方法が記載されている。
　そして、上記【図４】及び【図１５】につき検討すると、【図４】では、「接触デバイス」から「蒸留カラム」への直列的組合せにおいて、第一の蒸気ストリーム３２ａが流入する接触デバイスである「分離器／吸着材塔１８」からみて第二の液体ストリーム４０の流下方向にある蒸留カラム（「デエタナイザー１９」）の頂部から第三の蒸気ストリーム４２を流出させ、冷却手段（「熱交換器１３」）による部分的凝縮、分離器（「還流ドラム２２」）による凝縮液体４４と未凝縮蒸気ストリーム４３への分離及び凝縮液体４４の分離器／吸着材塔１８の頂部への還流と未凝縮蒸気ストリーム４３の第二の蒸気ストリーム３７への合流を行うことが記載され、【図１５】では、蒸留カラム１９における第一の蒸気ストリーム３２ａの流入部より下の部位から混合蒸気ストリーム４２を流出させ、冷却手段（「熱交換器１３」）による部分的凝縮、分離器（「還流ドラム２２」）による凝縮液体４４と未凝縮蒸気ストリーム４３への分離及び凝縮液体４４の分離器／吸着材塔１８の頂部への還流と未凝縮蒸気ストリーム４３の第二の蒸気ストリーム３７への合流を行うことが記載されている。
　そして、上記の各図におけるそれぞれの工程を各図から抜粋して整理すると下図のとおりであり、これら２つの工程が実質的に同一の工程であることは当業者に自明である。（以下、【図１５】における上記工程を「工程Ｘ」という。）
　
　そして、上記工程Ｘは、上記相違点に係る「（６）蒸気蒸留流れを前記蒸留塔の前記膨張させた第２の流れより低い領域から抜き出し、充分に冷却して、少なくともその一部を凝縮させ、それによって、残りの蒸気流れと還流流れとを形成し；（７）前記還流流れを前記蒸留塔にその頂部供給材料として送り；（８）前記残りの蒸気流れを前記揮発性の高い蒸気蒸留流れと組み合わせて、前記メタンの大部分と軽質成分とを含有する揮発性の残留ガス流分を形成」する工程に相当することも当業者に自明である。
　
（ア−２）工程Ｘの存否による差異について
　上記引用例の実施例に係る記載（摘示（ｇ）及び（ｈ）参照）に基づき、工程Ｘの存否による差異につき以下検討する。
　両者とも同一組成の原料ガスを使用する、引用発明に係る実験例であるものと認められる【図１】（摘示（ｊ）参照）で図示される実施例１及び【図４】で図示される実施例３につき結果を対比すると、以下のとおりである。
　
　この対比結果からみて、工程Ｘを含む実施例３の場合、工程Ｘを含まない実施例１の場合に比して、ＬＮＧ生成物の純度（メタン濃度）及びＮＧＬ／ＬＰＧの生産速度の点では劣るものの、その他のＬＮＧの生産速度及び低位発熱量並びに比動力消費につき優れ、また、原料ガスに対するＬＮＧ回収率及び燃料ガス消費量においても優れていると当業者が認識することができるものと認められる。
　
（イ）相違点に係る検討
　上記（ア）で説示した引用例の記載事項に基づき上記相違点について検討すると、引用発明において、ＬＮＧの純度の低下を勘案しつつ、ＬＮＧの液化についての比動力消費などの改善（低減化）を行うことを意図して、上記引用例において別の態様として記載された工程Ｘ、すなわち上記相違点に係る工程を付加して本願発明に係る方法を構成することは、当業者が適宜なし得ることである。
　
（ウ）本願発明の効果について
　本願発明の効果について、本願明細書の発明の詳細な説明の記載に基づき検討する。
　本願発明の解決しようとする課題は、本願明細書の発明の詳細な説明の
「【０００４】
　天然ガスの液化が好都合である別の状況は、自動車燃料として使用する場合である。大都市圏では、利用できる経済的なＬＮＧ源があるならば、ＬＮＧで動くことができるバス、タクシー及びトラック群がある。そのようなＬＮＧを燃料とする輸送手段は、より高分子量の炭化水素を燃焼するガソリン及びディーゼルエンジンで動く類似の輸送手段と比較したとき、天然ガスの燃焼はクリーンであるため、大気汚染が著しく少ない。さらに、ＬＮＧが高純度（すなわち、９５モル％以上のメタン純度）のものであるならば、生成される二酸化炭素（温室効果ガス）の量は、他のすべての炭化水素燃料と比較してメタンの炭素：水素比が低いためかなり少ない。
【０００５】
　本発明は一般に、例えば、エタン、プロパン、ブタン、及び重質炭化水素成分からなる天然ガス液（ＮＧＬ）、プロパン、ブタン、及び重質炭化水素成分からなる液化石油ガス（ＬＰＧ）、又は、ブタン及び重質炭化水素成分からなる縮合生成物といった、主として、メタンよりも重い炭化水素からなる液体流れを同時生成物として生成しながら、天然ガスを液化することに関する。同時生成物である液体流れを生成することには２つの重要な利点がある：生成されるＬＮＧは高いメタン純度を有し、同時生成物である液体は、多くの他の目的に用いうる有用な生成物である。本発明にしたがって処理すべき天然ガス流れの典型的な分析は、およそのモル％で、メタンが８４．２％、エタン及び他のＣ２成分が７．９％、プロパン及び他のＣ３成分が４．９％、イソ−ブタンが１．０％、ｎ−ブタンが１．１％、ペンタン＋が０．８％、残りは窒素と二酸化炭素である。硫黄含有ガスも時々存在する。
・・（中略）・・
【０００７】
　天然ガス流れを液化するために用いられる方法に関係なく、メタンに富む流れを液化する前に、メタンよりも重い炭化水素のかなりの部分を除去する必要があるのが一般的である。この炭化水素除去工程の理由には、ＬＮＧ流れの発熱量及びこれらの重質炭化水素成分の生成物としての価値を調節する必要性を含めた多くの理由がある。あいにく、これまで炭化水素除去工程の効率についてはほとんど注目されてこなかった。
【０００８】
　本発明によれば、炭化水素除去工程をＬＮＧ液化プロセスに注意深く組み込むと、従来技術の方法よりもかなり少ない使用エネルギーで、ＬＮＧ及び個々の重質炭化水素液体生成物の両方を生成できることを見出した。本発明は、より低圧で適用することができるが、供給材料ガスを４００〜１５００ｐｓｉａ［２，７５８〜１０，３４２ｋＰａ（ａ）］以上で処理するとき特に有利である。」
との記載からみて、
「９５モル％以上の高いメタン純度のＬＮＧ及びメタンより重質の炭化水素成分からなるＮＧＬ又はＬＰＧなどの液体流れを同時生成物として効率的に製造することができる天然ガスの液化方法」を提供することにあるものと認められる。
　しかるに、引用例には、引用発明に係る実施例１の場合において、９９．５２％という極めて高いメタン濃度のＬＮＧが生成され、さらに「比動力消費は０．１６１ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．２６５ｋＷ／−時間／ｋｇ］であり、これは従来プロセスよりも４〜１３％も効率が改良」されていることが記載されている（摘示（ｇ）参照）とともに、工程Ｘを含む実施例３なる別態様の場合、ＬＮＧのメタン濃度は９１．４３％に低下するものの「比動力消費は０．１４３ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂ［０．２３６ｋＷ−Ｈｒ／Ｋｇ］であ」り、「従来プロセスと比較して、改善効率は図４の態様に関しては１７〜２７％である」ことが記載されている（摘示（ｈ）参照）。
　してみると、引用発明において工程Ｘを付加した場合に、引用発明における９９．５２％というＬＮＧの極めて高いメタン濃度は例えば９５％程度に低下するが、引用発明により改善された「比動力消費」で表される効率が更に改善されるであろうことは、当業者が予期し得ることと認められる。
　したがって、本願発明が、上記引用発明に比して、当業者が予期し得ない程度の格別顕著な効果を奏しているものではない。
　
（エ）小括
　したがって、本願発明は、上記引用発明（及び引用例記載の技術）に基づき、当業者が容易に発明をすることができたものである。
　
（３）審判請求人の主張について
　なお、審判請求人は、平成２３年３月１８日付け手続補正書（審判請求理由補充書）において、種々の事項につき、るる主張し、「引用文献１・・の記載において、図４、１５又は１６を図１と組み合わせることを示唆するものは存在しない」とともに、「本発明は、引用文献１・・の実施例１及び３と超える改善を提供する・・。すなわちエタン回収率、プロパン回収率、及びＬＮＧ製品の純度が全て引用文献１・・の実施例３を超えて高くなり、同時に引用文献１及び２の実施例３及び実施例１の両方に対して電力消費を減じる」と主張している（「（３）引用文献１及び２」の欄）。
　しかるに、上記（２）イ．の（ア）（ア−２）及び（ウ）でもそれぞれ説示したとおり、引用例には、引用発明の「ＬＮＧの液化方法」が、生成するＬＮＧのメタン濃度が極めて高く、その比動力消費で表される効率も従来技術に比べて一定の改善が見られることが記載され、他の態様である実施例３のものであれば、生成するＬＮＧのメタン濃度は一定の低下が見られるものの、比動力消費で表される効率は従来技術に比べて格段の改善が見られることがそれぞれ記載されているのであるから、引用発明において、ＬＮＧのメタン濃度は一定以上（例えば９５％程度）を維持しつつ、比動力消費で表される効率を更に改善するために、実施例３（又はその派生形である【図１５】）の知見を組み合わせるべき積極的動機が存するものと認められる。
（なお、更に本願明細書の実施例（【図１】の場合）に係る記載を確認すると、比動力消費で表される効率は０．１３９ＨＰ−Ｈｒ／Ｌｂと低い消費電力（すなわち効率としては高い）となり改善されているものの、ＬＮＧの純度（メタン濃度）は９４．８４％と９５％を割り込む程度まで低下しているのであるから、引用発明に実施例３（又はその派生形である【図１５】）の知見を組み合わせた場合に想定できる程度の結果となっていることも明らかである。）
　してみると、審判請求人の上記手続補正書における主張は、根拠を欠くものであって、当を得ないものであるから、採用する余地がないものであり、当審の上記（２）の検討結果を左右するものではない。
　
（４）当審の判断のまとめ
　以上のとおり、本願発明は、上記引用発明に基づいて、当業者が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第２９条第２項の規定により、特許を受けることができるものではない。
　
第５　むすび
　したがって、本願は、他の請求項に係る各発明につき検討するまでもなく、特許法第４９条第２号の規定に該当し、拒絶すべきものである。
　よって、結論のとおり審決する。