【事件の表示】
　特許第６００２３３０号発明「船舶の液化ガス処理方法」の特許異議申立事件について、次のとおり決定する。
【結　論】
　特許第６００２３３０号の明細書、特許請求の範囲を訂正請求書に添付された訂正明細書、特許請求の範囲のとおり訂正後の請求項〔１−７、９−１０〕、８について訂正することを認める。
　特許第６００２３３０号の請求項１ないし１０に係る特許を維持する。
【理　由】
第１　手続の経緯
　特許第６００２３３０号の請求項１〜１０に係る特許についての出願は、２０１３年（平成２５年）１０月２４日を国際出願日（優先権主張　２０１２年（平成２４年）１０月２４日　２０１２年（平成２４年）１２月１１日　２０１３年（平成２５年）６月２６日　韓国（ＫＲ））として出願された。その後の手続の経緯は以下のとおりである。
　平成２８年３月７日付け　：拒絶理由通知
　平成２８年７月１３日　　：意見書及び手続補正書の提出
　平成２８年８月２５日付け：特許査定
　平成２８年９月９日　　　：特許権の設定登録
　平成２８年１０月５日　　：特許掲載公報の発行
　平成２９年４月５日　　　：特許異議申立人遠藤雅子（以下、「特許異議　　　　　　　　　　　　　　申立人」という。）による、請求項１〜１０　　　　　　　　　　　　　　に係る特許に対する特許異議の申立て
　平成２９年７月１０日　　：特許権者による上申書の提出
　平成２９年８月２日付け　：取消理由通知書
　平成２９年１０月３０日　：特許権者による意見書及び訂正請求書の提出
　平成２９年１２月７日付け：訂正拒絶理由通知書
　平成３０年１月１８日　　：特許権者による意見書及び手続補正書の提出
　平成３０年４月２３日付け：取消理由通知書（決定の予告）
　平成３０年７月２４日　　：特許権者による意見書及び訂正請求書の提出
　平成３０年９月２０日付け：特許法第１２０条の５第５項の通知
　平成３０年１０月２３日　：特許異議申立人による意見書の提出
第２　訂正の適否
１．訂正の内容
　平成３０年７月２４日にされた訂正の請求（以下、「本件訂正請求」という。）は、本件特許の願書に添付した明細書及び特許請求の範囲を、訂正請求書に添付した訂正明細書及び訂正特許請求の範囲のとおり訂正することを求めるものであり、その訂正の内容は以下のとおりである（下線は訂正箇所を示す）。
　なお、平成３０年７月２４日にされた訂正の請求により、平成２９年１０月３０日にされた訂正の請求は、特許法第１２０条の５第７項の規定により取り下げられたものとみなす。
（１）訂正事項１
　特許請求の範囲の請求項１に「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、
　前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、
　前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、
　前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。」と記載されているのを、「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、
　前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを
加圧
　前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに
加圧
　前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。」に訂正する（請求項１の記載を引用する請求項２〜７及び９、１０も同様に訂正する。）。
（２）訂正事項２
　特許請求の範囲の請求項８に「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、
　前記高圧圧縮機に含まれる複数個の前記圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたボイルオフガスをオイルフィルタを経て移送することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。」と記載されているのを、「
ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、
　
前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、
　
前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、
　
前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させ、
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、
前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、
ＢＯＧ
る船
（３）訂正事項３
　特許請求の範囲の請求項９に「前記圧縮シリンダで圧縮されることで温度上昇したボイルオフガスを冷却する」と記載されているのを、「前記圧縮シリンダで圧縮されることで温度上昇した
ＢＯＧ
（４）訂正事項４
　明細書の段落【００１５】、【０１２４】、【０１３７】及び【０１５１】にそれぞれ「ＬＮＧ・・・圧縮」と記載されているのを、「ＬＮＧ・・・
加圧
　明細書の段落【００４３】に「ＬＮＧ及びＢＯＧをそれぞれ圧縮させる」と記載されているのを、「ＬＮＧ及びＢＯＧをそれぞれ
加圧・
　明細書の段落【０１３７】、【０１３９】、【０１５４】及び【０１５８】にそれぞれ「圧縮されたＬＮＧ」と記載されているのを、「
加圧
　明細書の段落【０１３９】、【０１４０】及び【０１４７】にそれぞれ「高圧ポンプ・・・圧縮」と記載されているのを、「高圧ポンプ・・・
加圧
２．一群の請求項及び明細書の訂正について
　訂正前の請求項１〜１０について、請求項２〜１０はそれぞれ請求項１を直接又は間接に引用しているものであって、訂正事項１によって記載が訂正される請求項１に連動して訂正されるものである。したがって、訂正前の請求項１〜１０に対応する訂正後の請求項１〜１０は一群の請求項であるところ、訂正後の請求項８については、当該請求項について訂正が認められる場合には、請求項１〜７及び９〜１０とは別の訂正単位として扱われることを求めており、後記３．のとおり当該請求項については訂正が認められるので、本件訂正請求は、一群の請求項〔１〜７、９〜１０〕及び請求項８ごとに請求されている。
　また、訂正事項４は、訂正後の請求項１〜７及び９〜１０と、訂正後の請求項８とに関係する訂正である。
３．訂正の目的の適否、新規事項の有無及び特許請求の範囲の拡張・変更の存否
（１）訂正事項１
　訂正前の請求項１は、「ＬＮＧを圧縮して」及び「ＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する」と記載されていた。当該記載の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが、明細書の段落【０１１８】の「・・・高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して推進システムに燃料として供給するライン・・・」という記載や技術常識から明らかであるといえる。
　訂正後の請求項１では、「ＬＮＧを加圧して」及び「ＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する」との記載により、訂正前の請求項１の誤記を訂正するものであるから、訂正事項１は、誤記の訂正を目的とするものである。
　また、訂正事項１は、誤記を訂正するものであるから、カテゴリーや対象、目的を変更するものではなく、実質上特許請求の範囲を拡張・変更するものではない。
　さらに、訂正事項１は、上記のように明細書の段落【０１１８】の記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。
（２）訂正事項２
ア．訂正の目的
（ア）訂正事項２は、訂正前の請求項８が訂正前の請求項１を引用する記載であったものを、請求項間の引用関係を解消し、請求項１の記載を引用しないものとし、独立形式請求項へ改めるための訂正であって、他の請求項の記載を引用する請求項の記載を当該他の請求項の記載を引用しないものとすることを目的とするものである。
（イ）また、訂正前の請求項８が引用していた訂正前の請求項１では、「ＬＮＧを圧縮して」及び「ＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する」と記載されていた。
　上記（１）で述べたのと同様に、訂正後の請求項８では、「ＬＮＧを加圧して」及び「ＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する」との記載により、訂正前の誤記を訂正するものである。
　したがって、訂正事項２は、誤記の訂正を目的とするものでもある。
（ウ）さらに、訂正前の請求項８の「ボイルオフガス」は、明細書の段落【０００７】の「・・・ボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ　Ｇａｓ）」という記載からすれば、特許請求の範囲で使用されている「ＢＯＧ」のことであるといえる。
　訂正事項２は、訂正前の請求項８の「ボイルオフガス」との記載の存在により、本来同じことを示す「ＢＯＧ」との記載と「ボイルオフガス」との記載とが混在していたため、特許請求の範囲の記載が不明りょうであったものを、「ボイルオフガス」を「ＢＯＧ」と訂正することにより明瞭とすることを目的とするものである。
　したがって、訂正事項２は、明瞭でない記載の釈明を目的とするものでもある。
（エ）加えて、訂正前の請求項８は、「前記高圧圧縮機は、複数個のシリンダを含み、」との記載により、高圧圧縮機が複数個の圧縮シリンダを含むことのみを特定している。それに対して,訂正後の請求項８は、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、」との記載により、高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダの中に、潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを有するという構成を具体的に特定し、限定するものであるから、訂正事項２は、特許請求の範囲の減縮を目的とするものでもある。
イ．新規事項の有無
（ア）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８が引用していた訂正前の請求項１の「ＬＮＧを圧縮して」及び「ＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する」と記載されていたのを、訂正後の請求項８では、「ＬＮＧを加圧して」及び「ＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する」とする訂正は、明細書の段落【０１１８】の「・・・高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して推進システムに燃料として供給するライン・・・」という記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。
（イ）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８では、「圧縮されたボイルオフガス」と記載されていたのを、訂正後の請求項８では、「圧縮されたＢＯＧ」とする訂正は、明細書の段落【０００７】の「・・・ボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ　Ｇａｓ）」という記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。
（ウ）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個のシリンダを含み、」と記載されていのを、訂正後の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、」とする訂正は、訂正前の請求項８に係る発明の「高圧圧縮機」について、シリンダの数が複数であることのみが規定されていたものを、訂正後の請求項８に係る発明の「高圧圧縮機」が、潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含むというものに限定するものであり、しかも、この点は、明細書の段落【００７７】の「特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは油潤滑（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作する・・・」との記載に基づくものである。
　したがって、訂正事項２のうち、訂正前の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個のシリンダを含み、」と記載されていのを、訂正後の請求項８では、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、」とする訂正は、本件明細書等のすべての記載を総合することにより導かれる技術的事項との関係において、新たな技術的事項を導入するものではないから、新規事項の追加に該当しない。
（エ）訂正事項２のうち、訂正前の請求項８が訂正前の請求項１を引用する記載であったものを、請求項間の引用関係を解消し、請求項１の記載を引用しないものとし独立形式請求項へ改めつつ特許請求の範囲の減縮をするための訂正は、上記（ア）をも踏まえると、新規事項の追加に該当しない。
（オ）上記（ア）〜（エ）より、訂正事項２は、新規事項の追加に該当しない。
ウ．特許請求の範囲の拡張・変更の存否
　上記アのとおり、訂正事項２は、請求項間の引用関係を解消し、請求項１の記載を引用しないものとし、独立形式請求項へ改めるための訂正であり、また、請求項８に係る発明の「高圧圧縮機」について、潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み」との限定構成を付加するものであり、さらに、誤記を訂正し、加えて、明瞭でない記載の釈明をするものであるから、発明のカテゴリーや対象、目的を変更するものでなく、当該訂正事項により、訂正前の特許請求の範囲には含まれないとされていた発明が訂正後の特許請求の範囲に含まれることとなる、という事情は認められない。
　したがって、訂正事項２は、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものでない。
（３）訂正事項３
　上記１．（３）のとおり、訂正事項３は、訂正前の請求項９の「ボイルオフガス」という記載を、訂正後の請求項９の「ＢＯＧ」とするものであり、上記（２）ア．（ウ）で述べたと同様に、明瞭でない記載の釈明を目的とするものである。そして、上記（２）イ．及びウ．で述べたと同様に、新規事項の追加をするものでなく、実質上特許請求の範囲を拡張し、又は変更するものでもない。
（４）訂正事項４
　訂正事項４は、訂正事項４で特定される、訂正前の各段落の「圧縮」は「加圧」の誤りであることが、明細書の段落【０１１８】の「・・・高圧ポンプ１２０によってＬＮＧを加圧して推進システムに燃料として供給するライン・・・」という記載や技術常識から明らかであるといえる。
　訂正事項４は、これら訂正前の各段落の「圧縮」を「加圧」と訂正することにより、正しい記載とすることを目的とするものであるから、誤記の訂正を目的とするものである。
　そして、訂正事項４は、カテゴリーや対象、目的を変更するものではなく、実質上特許請求の範囲を拡張・変更するものではない。
　さらに、上記のように明細書の段落【０１１８】の記載に基づいているから、新規事項の追加に該当しない。　
４．小括
　以上のとおり、訂正事項１〜４に係る訂正は、特許法第１２０条の５第２項ただし書第１号、第２号、第３号及び第４号に掲げる事項を目的とするものであり、かつ、同条第９項で準用する同法第１２６条第５項及び第６項の規定に適合する。
　したがって、明細書及び特許請求の範囲を、訂正請求書に添付された訂正特許請求の範囲及び訂正明細書のとおり、訂正後の請求項〔１〜７、９〜１０〕、８について訂正することを認める。
第３　取消理由の概要
　訂正前の請求項１〜１０に係る特許に対して、当審が平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由（決定の予告）の概要は次のとおりである。
［取消理由１］本件特許は、特許請求の範囲の請求項１〜１０の記載が不備のため特許法第３６条第２項に規定する要件を満たしていないから、取り消されるべきものである。
［取消理由２］本件特許の請求項１〜１０に係る発明は、その優先日前日本国内または外国において頒布された下記の刊行物１〜９に記載された発明又は電気通信回線を通じて公衆に利用可能となった発明に基いて、その優先日前にその発明の属する技術の分野における通常の知識を有する者（以下、「当業者」という。）が容易に発明をすることができたものであるから、特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができないから、取り消されるべきものである。 
　　　　　　　　　　　　　　　　記
[刊行物]  
　引用文献１：LNG as fuel for 2-stroke propulsion of Merchant ships.
　　　　　　　Sept.2012　MAN Diesel＆Turbo  
　引用文献２：永田良典，田ノ上聖，木田隆之，川合崇，「LNG燃料船用I
　　　　　　　HI-SPBタンク」，ＩＨＩ技報，株式会社ＩＨＩ技術開本部
　　　　　　　管理部，平成２４年９月１日，第５２巻，第３号，p. 36-41
　引用文献３：国際公開２０１２／１２８４４７号  
　引用文献４：韓国公開特許第１０−２０１２−００４９７３１号公報  
　引用文献５：特表２００９−５０４８３８号公報  
　引用文献６：特表２００８−５２８８８２号公報  
　引用文献７：特表２０１１−５１７７４９号公報  
　引用文献８：Roberto Chellini，”LABY-GI COMPRESSOR DEVELOPED FOR L
　　　　　　　NG CARRIER SERVICE”，COMPRESSORTechTwo，（米），
　　　　　　　Diesel  Gas Turbine Publications，2008，Vol. 13，
　　　　　　　No. 7，p. 58, 60-63  
　引用文献９：米国特許第３９１９８５２号明細書  
　上記引用文献１は特許異議申立人の提出した甲第１号証であり、以下同様に、引用文献２〜引用文献９は、甲第２号証、甲第３号証、甲第４号証、甲第５号証、甲第８号証、甲第１０号証、甲第９号証及び甲第１１号証である。 
第４　当審の判断
１．本件発明
　上記第２のとおり、本件訂正請求が認められるので、訂正後の請求項１〜１０に係る発明は、以下のとおりのものである（以下、「本件発明１」〜「本件発明１０」という。）。
「【請求項１】
　ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、
　前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、
　前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、
　前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。
【請求項２】
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、
　前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは複数個の前記圧縮シリンダのうち一部の圧縮シリンダによって圧縮された後、前記副エンジンに燃料として供給されることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
【請求項３】
　前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧ及び強制気化されたＬＮＧを前記高圧圧縮機に供給して圧縮させた後、前記主エンジン及び前記副エンジンのうち少なくとも１つに燃料として供給することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
【請求項４】
　前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを前記副エンジンに供給する時、ＬＮＧのメタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせるためにＬＮＧから重炭化水素成分を分離することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
【請求項５】
　前記熱交換させた後のＢＯＧの減圧を膨張バルブまたは膨脹機により行うことを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
【請求項６】
　前記液化されたＢＯＧを気液分離器に供給して気体成分と液体成分とに分離し、
　前記気体成分を前記貯蔵タンクから排出されて前記高圧圧縮機に移送されるＢＯＧに合流させることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
【請求項７】
　前記気液分離器に供給される液化されたＢＯＧを、冷却器により前記気体成分と熱交換させて冷却することを特徴とする請求項６に記載の船舶の液化ガス処理方法。
【請求項８】
　ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、
　前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、
　前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、
　前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させ、
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、前記高圧圧縮機に含まれる複数個の前記圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送することを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。
【請求項９】
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダと１つ以上の中間冷却機とを含み、
　前記中間冷却機により、前記圧縮シリンダで圧縮されることで温度上昇したＢＯＧを冷却することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
【請求項１０】
　前記超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていないＢＯＧは、熱交換及び減圧されたことで、別途の冷媒を使用する再液化装置を使わないで液化されることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。」
２．［取消理由１］について
　平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由１は、具体的には、（i）請求項１の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する」という文言、及び、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧ポンプ」という文言は、技術的に不明確であるというもの、及び、（ii）請求項８の「圧縮機」の圧縮シリンダの全部がオイルフリー方式で作動するものである場合、請求項８の「オイルフィルタ」を設ける技術的意味が不明であるというものである。
　そして、上記（i）の点については、上記第２の１．（１）の訂正事項１により解消された。
　また、上記（ii）の点については、上記第２の１．（２）の訂正事項２により解消された。
　したがって、平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由１によっては本件請求項１〜１０に係る発明の特許を取り消すことはできない。
３．［取消理由２］について
（１）引用文献１の記載事項及び引用発明  
　本件特許に係る出願の優先日前に頒布された（「Japanese Shipyards' Technical Seminar from 2nd September to 8th September 2012 in Copenhagen」におけるTuesday 4th September　１２：３０〜１５：４５のセッションで配布された。）刊行物である引用文献１には以下の事項が記載されている。
※引用文献１の各頁右下には、＜＞内にスライド番号が付されているものと付されていないものがあるので、以下では、便宜的に引用文献１の表紙を第１頁とし、最終頁を第４２頁とした。
　なお、引用文献１について、引用文献１の記載内容に一貫性があり、特別不自然な点もないこと等からみて、引用文献１が、「Japanese Shipyards' Technical Seminar from 2nd September to 8th September 2012 in Copenhagen」におけるTuesday 4th September　１２：３０〜１５：４５のセッションで配布されたものと推認できることを付言する。
（訳は、異議申立人の訳を参考にして当審で付した。訳の後の（）内は原文。） 
ア．「商業船の２ストローク推進用燃料としてのＬＮＧ」（LNG as fuel for 2-stroke propulsion of Merchant Ships.）（第１頁）
イ．第２１頁（スライド番号＜２１＞）には以下の図が示されている。
  
ウ．引用文献１には、上記イ．のとおり、ＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）の燃料ガス供給システムが図示されているところ、かかる図面の他、引用文献１の他の各頁及び当業者における技術常識を踏まえると、以下の事項が認定できる。  
  
（ア）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）。（ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）については、第１５、１６頁、参照。）
（イ）ＬＮＧ運搬船には、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（DF Gensete）が備えられている。  
　ここで、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（DF Gensete）とは、二元燃料ディーゼルエンジンと発電機のセットである（第１２、１３頁（スライド番号＜１２＞、＜１３＞）、参照。）
（ウ）ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）、及び、この燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法。  
　なお、燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）については、第１３頁（スライド番号＜１３＞）、参照。
（エ）ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）は５つ（５段（5-stage））の圧縮シリンダを持ち（この点については第１７頁〜１９頁、参照）、下記（カ）での経路は、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の第１段の後から分岐している。  
（オ）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路。  
（カ）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４−６ｂａｒとしてＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路。  
（キ）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１〜３段目のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路。  
（ク）ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路。  
（ケ）上記（キ）の経路は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）であって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）を経由したＢＯＧ（BOG）のうち、ＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）と、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）とに供給されない、ＢＯＧ（BOG）をＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給するものであること。  
（コ）上記（キ）の経路の熱交換器（Heat Exchanger）は、これによって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換すること。  
（サ）上記（キ）の経路の膨張弁（Expansion Valve）は、これによって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とするものであること。  
  
エ．したがって、引用文献１には、次の発明（以下、「引用発明」という。）が記載されているといえる。  
　「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）と、  
　ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法であって、  
　前記燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）は、  
　ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、  
　ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４−６ｂａｒとしてＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路と、  
　ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、  
　ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路と、を含み、　  
　ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする、  
　ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法。」  
  
（２）対比・判断  
ア．本件発明１について  
（ア）対比  
　本件発明１と引用発明とを対比する。  
ａ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）」は、本件発明１の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンク」に相当する。  
　また、同じく機能的、構造的にみて、引用発明の「ＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）」及び「ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）」の「ディーゼルエンジン」は、本件発明１の「主エンジン」及び「副エンジン」に相当する。  
　そして、引用発明の「ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）」は、船舶であるＬＮＧ運搬船の液化ガスといえるＬＮＧを燃料ガスとして供給して処理するシステムといえる。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法」は、本件発明１の「船舶の液化ガス処理方法」に相当するとともに、本件発明１の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを供給されて燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって前記液化ガスを処理する方法」に相当する。  
ｂ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」及び「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は、それぞれ本件発明１の「高圧圧縮機」及び「高圧ポンプ」に相当する。  
　機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。同じく、機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４−６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して」「前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４−６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。  
ｃ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプライン」との対比において、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプライン」の限度で一致する。
ｄ．本件発明１で使用されている圧力の単位ｂａｒａは引用発明のｂａｒを、特に、絶対圧であることを明記したものであるので、本件発明１の「ｂａｒａ」と引用発明１の「ｂａｒ」は実質的に同じ単位である。  
　とすると、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含」んでいるといえる。  
　また、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含」んでいるといえる。  
　そして、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、主エンジンたるＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）との間に並列して設けられているといえるから、それぞれの経路にある、高圧圧縮機たる「Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」と、高圧ポンプたる「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は並列に配置されているといえる。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」によって、本件発明１の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し」に相当する構成を有することとなる。 
ｅ．ＬＮＧおいては、その組成の８割程度がメタンからなることが技術常識であり、メタンの臨界圧力がおよそ４６ｂａｒａ、臨界温度がおよそ−８３℃であることからすれば、引用発明において、Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）にいおて圧縮された後のＬＮＧが、３００ｂａｒ、４５℃であることは、当該ＬＮＧは超臨界状態となっているといえる。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃と」することは、機能的に、本件発明１の「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧ」とすることに相当する。  
　引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路」は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）であって、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）を経由したＢＯＧ（BOG）のうち、ＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）と、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）とに供給されない、ＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、さらに、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路である。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」ことは、本件発明１の「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」こととの対比において、「前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」という限度で一致する。  
　したがって、本件発明１と引用発明との一致点及び相違点は次のとおりであるといえる。  
＜一致点＞  
　「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、  
　前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、  
　前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、  
　前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる船舶の液化ガス処理方法。」  
＜相違点１＞  
　本件発明１は、「ポンプライン」が「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して」「前記副エンジンに燃料として供給する」ものを含むのに対し、引用発明はそのような構成を備えていない点。  
＜相違点２＞  
　本件発明１は、「前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」のが、「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧ」であるのに対し、引用発明は、「前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」のが、「熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとし」た「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）」である点。 
（イ）判断  
ａ．相違点１について  
　ＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンを有する船舶において、主エンジンと同様に、副エンジンについても、貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して副エンジンに燃料として供給ラインを設けることは、従来周知の技術事項である（必要であれば、引用文献２の図６（ｂ）、引用文献３の【図９ａ】、【図９ｂ】、【図１０ｂ】、引用文献４の図１〜４、参照。）。  
　したがって、引用発明において、相違点１に係る本件発明１の構成となすことは、上記従来周知の技術事項に基いて当業者が容易に想到し得たものといえる。  
ｂ．相違点２について  
（ａ）引用文献１の第１６頁には、５段の圧縮シリンダを持つＬＮＧ運搬船用のＬａｂｙ−ＧＩ圧縮機手段（The Laby-GI Compressor Solution for LNG Carriers）が記載されており、続く第１７〜１８頁で、Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機としてブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ−ＧＩ　６ＬＰ２５０−５Ｓが記載されている（Ｌａｂｙはブルクハルト社の登録商標）。第１７〜１８頁の記載（第１７頁の「Stages 1 to 3 labyrinth sealing,oil-free」、「Stages 4 to 5 ring sealing,lubricated」という記載、及び、第１８頁（スライド番号＜１８＞）の右図の「Labyrinth 1st to 3rd stage」、「Ring sealed 4th to 5th stage」という記載）から、このブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ−ＧＩ　６ＬＰ２５０−５Ｓは、５段の圧縮シリンダを持ち、前３段がオイルフリー方式（ラビリンスシール）で作動するものあり、後２段が潤滑油方式で作動するものあることが看て取れる。
（ｂ）そして、引用文献１の第２１頁（スライド番号＜２１＞）には、５段の圧縮シリンダを持つＬＮＧ運搬船用のＬａｂｙ−ＧＩ圧縮機手段（The Laby-GI Compressor Solution for LNG Carriers）のオプションＮｏ．２（Option No.2）として、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段を経由して３９ｂａｒとし、その後、熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する構成をもつものが記載されている。
　引用文献１における、上記第１６頁〜２１頁の記載内容からすれば、引用文献１の第２１頁（スライド番号＜２１＞）に記載のＬＮＧ運搬船用の５段の圧縮シリンダを持つＬａｂｙ−ＧＩ圧縮機手段（The Laby-GI Compressor Solution for LNG Carriers）のオプションＮｏ．２（Option No.2）のＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）は、第１７頁〜１８頁に記載されたブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ−ＧＩ　６ＬＰ２５０−５Ｓであると解するのが自然である。
　そうすると、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒ」となったＢＯＧ（BOG）は、オイルフリー方式で作動する圧縮シリンダを経由し、超臨界状態まで圧縮されていない３９ｂａｒとなり、かつ、潤滑油を含まないＢＯＧ（BOG）であるといえる。
（ｃ）ここで、引用発明は、ＬＮＧ運搬船のＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を処理する（再液化する（Reliquefaction））方法であって、かかる引用発明によって処理（再液化）された、ＬＮＧはＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に戻される、すなわち、貨物として戻されるものである。ここで、貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれると貨物としての品質が低下することになるから、処理（再液化）されたＬＮＧにはオイルが含まれないことが要求されることは当業者には明らかである。そうすると引用発明において、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒ」とし、オイルを含まないＢＯＧ（BOG）を、「さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する」構成を採用したのは、引用発明によって処理（再液化）され貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれないようにすることを目的の一つとしていると理解できる。
（ｄ）ところで、メタンのモリエル線図から、当業者であれば、熱交換器を流れる流体の圧力が高圧になると熱交換器の熱伝達係数が改善され、また、膨張機の冷却性が改善されるという技術事項が認識できるとともに、超臨界流体は、熱容量や熱伝導度が大きく、高い熱移動速度が得られることが技術常識である。これらのことからすれば、引用発明において、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを通して、３９ｂａｒより高圧の超臨界圧に圧縮すれば、その後に経由される熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）での効率が上がることが当業者には予測可能であるともいえる。
　しかしながら、例えば、引用発明にも採用されているブルクハルト社（Burchardt Compression）のＬａｂｙ−ＧＩ　６ＬＰ２５０−５Ｓにも示されるように、ガスを圧縮する多段の高圧圧縮機の後段部分には、ガス圧や圧縮効率を考慮して潤滑油方式で作動する圧縮シリンダを採用することが一般的であり、仮に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を再液化処理するに当たり、再液化処理における熱交換器及び膨張弁での効率を考え、熱交換器及び膨張弁へ導入するＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を超臨界状態まで圧縮するには、多段の高圧圧縮機の潤滑油方式で作動する圧縮シリンダを経由させることとなるが、そうすると、再液化処理され貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれることとなり、このオイルを除去する手段を講じる必要が生じることとなる、また、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、より高圧に圧縮するには、より多くの動力が要求されることになることは当業者であれば容易に認識しうる。
　したがって、引用発明において、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして分岐させる手段に代えて、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して、超臨界状態まで圧縮して分岐させる手段を採用することには、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由させると、再液化処理され貨物として戻されるＬＮＧにオイルが含まれてしまうし、より多くの動力が要求されることになる、というその手段の採用を阻害する要因があるというべきである。
　また、引用発明において、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒ」とすることには、上記（ｃ）で述べたように技術的合理性ないしメリットがあり、たとえ、メタンのモリエル線図から、当業者であれば、熱交換器を流れる流体の圧力が高圧になると熱交換器の熱伝達係数が改善され、また、膨張機の冷却性が改善されるという技術事項が認識できるとともに、超臨界流体は、熱容量や熱伝導度が大きく、高い熱移動速度が得られることが技術常識であり、引用発明において、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを通して、３９ｂａｒより高圧の超臨界圧に圧縮すれば、その後に経由される熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）での効率が上がることが当業者には予測可能であるとしても、上記技術的合理性ないしメリットに反して、Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを通して、３９ｂａｒより高圧の超臨界圧に圧縮する技術を採用することの起因ないし契機となることは、引用文献１には、記載も示唆もない。
　よって、引用発明において、相違点２に係る本件発明１の構成となすことは、当業者が容易になし得たということはできない。
　引用文献５は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を再液化処理してＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に戻す船舶の液化ガス処理システムに関する技術ではないし、また、液化対象である供給ガス流から分流したものを冷媒として用いる冷凍サイクルを利用して供給ガスを液化する装置を前提として、供給ガス流を超臨界圧を含む高圧に圧縮する技術を開示しているものであり（段落【００１３】）、供給ガス流（ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG））から分流したものを冷媒として用いる冷凍サイクルを利用しない引用発明とは技術的前提が異なることから、引用文献５に記載の供給ガス流を液化前に超臨界圧を含む高圧に圧縮するという技術事項を引用発明に適用することは、当業者であっても容易には想到し得ない。
　なお、その他の引用文献６〜９にも、相違点２に係る本件発明１の構成を示唆する記載はない。
ｃ．小括
　以上のとおりであるから、本件発明１は、引用文献１〜引用文献９に記載された事項に基いて当業者が容易に発明をすることができたものではない。
イ．本件発明２〜７、９〜１０について
　本件発明２〜７、９〜１０は、本件発明１の発明特定事項を全て含み、さらに請求項２〜７、９〜１０に記載の発明特定事項を追加したものである。
　したがって、本件発明２〜７、９〜１０と引用発明との間には、少なくとも上記ア．（ア）で指摘した相違点２が存在することとなる。そうすると、上記ア．（イ）ｂ．で述べた理由と同様の理由により、請求項２〜７、９〜１０は、引用文献１〜引用文献９に記載された事項に基いて当業者が容易に発明をすることができたものではない。
ウ．本件発明８について
（ア）対比  
　本件発明８と引用発明とを対比する。  
ａ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）」は、本件発明８の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンク」に相当する。  
　また、同じく機能的、構造的にみて、引用発明の「ＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）」及び「ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）」の「ディーゼルエンジン」は、本件発明８の「主エンジン」及び「副エンジン」に相当する。  
　そして、引用発明の「ＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）」は、船舶であるＬＮＧ運搬船の液化ガスといえるＬＮＧを燃料ガスとして供給して処理するシステムといえる。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用するＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）を備えるＬＮＧ運搬船（LNG Carrier）のＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）のための燃料ガス供給システム（Fuel Gas Supply System）によってＬＮＧを処理する方法」は、本件発明８の「船舶の液化ガス処理方法」に相当するとともに、本件発明８の「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを供給されて燃料として使用するエンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって前記液化ガスを処理する方法」に相当する。  
ｂ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」及び「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は、それぞれ本件発明８の「高圧圧縮機」及び「高圧ポンプ」に相当する。  
　機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。同じく、機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４−６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して」「前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路と、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の１段目のシリンダを経由して４−６ｂａｒとして　ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ライン」に相当する。  
ｃ．機能的、構造的にみて、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明８の「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプライン」との対比において、「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプライン」の限度で一致する。
ｄ．本件発明８で使用されている圧力の単位ｂａｒａは引用発明のｂａｒを、特に、絶対圧であることを明記したものであるので、本件発明８の「ｂａｒａ」と引用発明１の「ｂａｒ」は実質的に同じ単位である。  
　とすると、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明８の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含」んでいるといえる。  
　また、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、本件発明１の「前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧ポンプを含」んでいるといえる。  
　そして、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」は、主エンジンたるＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）とＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）との間に並列して設けられているといえるから、それぞれの経路にある、高圧圧縮機たる「Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」と、高圧ポンプたる「高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）」は並列に配置されているといえる。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」と、「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）からＬＮＧをＬＮＧ供給ポンプ（LNG Supply Pump）とＬＮＧ昇圧ポンプ（LNG Booster Pump）と高圧ＬＮＧポンプ（HP LNG Pump）及び高圧気化器（HP Vaporiser）を経由して３００ｂａｒ、４５℃としてＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）に供給する経路」によって、本件発明８の「前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し」に相当する構成を有することとなる。 
ｅ．ＬＮＧおいては、その組成の８割程度がメタンからなることが技術常識であり、メタンの臨界圧力がおよそ４６ｂａｒａ、臨界温度がおよそ−８３℃であることからすれば、引用発明において、Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）にいおて圧縮された後のＬＮＧが、３００ｂａｒ、４５℃であることは、当該ＬＮＧは超臨界状態となっているといえる。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して３００ｂａｒ、４５℃と」することは、機能的に、本件発明８の「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧ」とすることに相当する。  
　引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路」は、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）であって、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）を経由したＢＯＧ（BOG）のうち、ＭＥ−ＧＩエンジン（ME-GI）と、ＤＦ　Ｇｅｎｓｅｔｅ（ディーゼルエンジンと発電機のセット）（DF Gensete）とに供給されない、ＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前に、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、さらに、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路である。  
　したがって、引用発明の「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとして、さらに前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」ことは、本件発明８の「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」こととの対比において、「前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」という限度で一致する。  
ｆ．引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」は「５段の圧縮シリンダを持つ」ものであるから、複数個の圧縮シリンダを含むものであるといえる。
　そして、引用文献１の第１７頁〜第１８頁の記載内容からすれば、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」は、引用文献１の第１７頁〜第１８頁に記載のブルクハルト社（burchardt Compression）のＬａｂｙ−ＧＩ　６ＬＰ２５０−５Ｓであり、前３段がオイルフリー方式（ラビリンスシール）で作動するものあり、後２段が潤滑油方式で作動するものあるといえる（上記ア．（イ）ｂ．（ａ）、参照。）。
　したがって、引用発明の「ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）」は、本件発明８の「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものを含」むに相当する構成を備えているといえる。
　したがって、本件発明８と引用発明との一致点及び相違点は次のとおりであるといえる。  
＜一致点＞  
　「ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、  
　前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、  
　前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、  
　前記高圧圧縮機によって圧縮されるＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させ、
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものを含む船舶の液化ガス処理方法。」  
＜相違点Ａ＞  
　本件発明８は、「ポンプライン」が「前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して」「前記副エンジンに燃料として供給する」ものを含むのに対し、引用発明はそのような構成を備えていない点。  
＜相違点Ｂ＞  
　本件発明８は、「前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」のが、「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧ」であるのに対し、引用発明は、「前記熱交換器（Heat Exchanger）と膨張弁（Expansion Valve）を経由し気液混合状態（Liquid and Flash Gas）としてＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）に供給する経路の、熱交換器（Heat Exchanger）によって、ＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）に導入される前の、ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）と熱交換し、膨張弁（Expansion Valve）によって、熱交換器（Heat Exchanger）を経由した後のＢＯＧ（BOG）を、減圧して気液混合状態（Liauid and Flash Gas）とする」のが、「熱交換器（Heat Exchanger）と５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の前３段のシリンダを経由して３９ｂａｒとし」た「ＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）」である点。
＜相違点Ｃ＞
　本件発明８は、「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送する」ものであるのに対し、引用発明はそのような構成を備えていることについて限定されていない点。
（イ）判断  
ａ．相違点Ａについて  
　相違点Ａは、相違点１と実質的に同じである。
　したがって、上記ア．（イ）ａ．で述べた理由と同様の理由により、引用発明において、相違点Ａに係る本件発明８の構成となすことは、引用文献２〜４に記載の従来周知の技術事項に基いて当業者が容易に想到し得たものといえる。 
ｂ．相違点Ｂについて
　相違点Ｂは、相違点２と実質的に同じである。
　したがって、上記ア．（イ）ｂ.で述べた理由と同様の理由により、引用発明において、相違点Ｂに係る本件発明８の構成となすことは、当業者が容易に想到し得たということはできない。
ｃ．相違点Ｃについて
　本件発明８において、「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送する」という構成を具備する理由は、本件発明８において、ＢＯＧを「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮」し、これによって、ＢＯＧを「１５０〜４００ｂａｒａに圧縮」するため、圧縮したＢＯＧにオイルが含まれているから、これを除去するためであると理解できる。
　ここで、上記ｂ．及びア．（イ）ｂ．で述べた理由と同様の理由により、引用発明において、再液化するＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を、５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由して１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する構成となすことが当業者にとって容易に想到し得たものとはいえない。そうすると、再液化するＬＮＧ貨物タンク（LNG Cargo Tanks）で発生したＢＯＧ（BOG）を５段の圧縮シリンダを持つＢＣＡ　Ｌａｂｙ−ＧＩ圧縮機（BCA Laby-GI compressor）の全てのシリンダを経由し圧縮する構成を採用することで初めて必要となる「圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送する」構成を、引用発明に採用することは、たとえ、引用文献７の段落【００１７】に、圧縮機におけるオイルフィルタの使用が示唆されていたとしても、当業者が容易に想到し得たということはできない。
ｄ．小括
　以上のとおりであるから、本件発明８は、引用文献１〜引用文献９に記載された事項に基いて当業者が容易に発明をすることができたものではない。
エ．［取消理由２］についてのまとめ
　上記ア．〜ウ．のとおりであるから、平成３０年４月２３日付けで特許権者に通知した取消理由２によっては本件請求項１〜１０に係る発明の特許を取り消すことはできない。
４．取消理由通知において採用しなかった特許異議申立理由について
（１）特許法第３６条第６項第２号について
　特許異議申立人は、特許異議申立書において、請求項１の「排出されて前記圧縮機に移送される」との記載は、「前記圧縮機」の記載の前に、「高圧圧縮機」の記載はあるが「圧縮機」の記載がないため、特許を受けようとする発明が明確でない旨主張する。
　しかしながら、「前記圧縮機」の記載の前には「高圧圧縮機」以外の圧縮機に関する記載はないことからすれば、「前記圧縮機」が「高圧圧縮機」のことを指すことは当業者には明らかであるといえる。
　したがって、特許を受けようとする発明が不明確であるとはいえず、特許請求の範囲の記載は特許法第３６条第６項第２号の要件を満たしている。
（２）特許法第１７条の２第３項について
ア．特許異議申立人は、特許異議申立書において、平成２８年７月１３日にされた手続補正により補正された、請求項１の「前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させる」という補正事項は、船舶の液化ガス処理方法における処理の順番として「熱交換させた」後、「減圧して液化させる」ことを要件としているが、熱交換後に液化させること、しかも、減圧して液化させることは、願書に最初に添付した明細書には記載されていないから、上記補正事項は、願書に最初に添付した明細書、特許請求の範囲又は図面に記載した事項の範囲内においてされたものではない旨主張する。
　しかしながら、願書に最初に添付した図面の【図２】、【図５】、【図６】、【図９】、【図１０】及び【図１３】には、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、熱交換器２１を通過させ、さらに、膨張機２５、５２を通過させるボイルオフガス復帰ラインＬ３が示されているとともに、願書に最初に添付した明細書の段落【００６５】〜【００６７】、【００７０】、【００９６】〜【００９８】、及び、【０１０１】には、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧが、熱交換器２１を通過し、さらに、膨張機２５、５２を通過することが記載されている。そして、これらの明細書及び図面の記載から、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧが、熱交換器２１を通過することによって熱交換され、その後、膨張機２５、５２を通過することによって膨張され、最終的に液化されることが記載されているといえる。
　したがって、願書に最初に添付した明細書及び図面には、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、熱交換器２１を通過させ熱交換した後、膨張機２５、５２を通過させ減圧して、液化させるという事項が記載されているといえ、平成２８年７月１３日にされた手続補正により補正された、上記補正事項は、願書に最初に添付した明細書、特許請求の範囲又は図面に記載した事項の範囲内においてされたものであるといえる。
イ．（ア）特許異議申立人は、特許異議申立書において、特許法第１７条の２第３項に関し概ね次のようにも主張する。
（i）平成２８年７月１３日にされた手続補正により補正された、請求項８の「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の前記圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたボイルオフガスをオイルフィルタを経て移送する」という補正事項は、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧの分岐を前提とせずオイルフィルタを使用することも含まれるが、高圧圧縮機によって圧縮されたＢＯＧの分岐を前提とせずオイルフィルタを使用することは、願書に最初に添付した明細書には記載されていない。
（ii）上記補正事項によって、高圧圧縮機の２段や３段でＢＯＧを分岐させるとき、ボイルオフガスをオイルフィルタを経て移送することも含まれることとなるが、この点は、願書に最初に添付した明細書には記載されていない。　
（イ）上記特許異議申立人の主張に対する当審の判断は以下のとおりである。
　まず、請求項８は、上記第２の１．（２）の訂正事項２により訂正された。
　（i）について、訂正後の請求項８に係る発明は、「前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮ラインと」、「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを」「液化させる」という発明特定事項を含んでいるから、「前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン」「に燃料として供給する圧縮ライン」から「前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを」「液化させる」ラインが分岐していることは明らかであり、訂正後の請求項８に係る発明は、分岐を前提としてオイルフィルタを使用するものとなっている。
　なお、この点は、訂正前の請求項８に係る発明においても同様である。
　（ii）について、訂正後の請求項８に係る発明は、「前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み」、「前記高圧圧縮機に含まれる複数個の圧縮シリンダを全部通過して圧縮されたＢＯＧをオイルフィルタを経て移送すること」という発明特定事項を含んでいるから、そもそも、、高圧圧縮機の２段や３段でＢＯＧを分岐させるという態様を想定していないものといえる。
　なお、請求項８に関する訂正事項２が新規事項の追加にならないことは、上記第２の３．（２）イ．を参照されたい。
（３）小括
　上記（１）（２）のとおりであるから、取消理由通知書において採用しなかった特許異議申立人の上記主張は採用することはできない。
第５　むすび
　以上のとおり、請求項１〜１０に係る発明の特許は、取消理由通知書（決定の予告）に記載した取消理由又は特許異議申立書に記載された特許異議申立理由によっては、特許を取り消すことができない。さらに、他に請求項１〜１０に係る発明の特許を取り消すべき理由を発見しない。
　よって、結論のとおり決定する。
【異議決定日】
平成３０年１１月２８日（２０１８．１１．２８）
【訂正の要旨】
審決（決定）の【理由】欄参照。
（５４）【発明の名称】
船舶の液化ガス処理方法
　【技術分野】
　【０００１】
　本発明は、船舶の液化ガス処理方法に関する。
　【背景技術】
　【０００２】
　近年、ＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ）やＬＰＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇａｓ）などの液化ガスの消費量が全世界的に急増している傾向にある。液化ガスは、陸上又は海上のガス配管を介してガス状態で運搬されるか、又は、液化した状態で液化ガス運搬船に貯蔵されたまま遠距離にある使用先に運搬される。ＬＮＧやＬＰＧなどの液化ガスは、天然ガス又は石油ガスを極低温（ＬＮＧの場合は約−１６３℃）に冷却して得られるもので、ガス状態の時よりその体積が大幅に減少するので海上を通じた遠距離運搬に非常に適している。
　【０００３】
　ＬＮＧ運搬船などの液化ガス運搬船は、液化ガスを積み、海を運航して陸上の需要先にこの液化ガスの荷役するためのもので、そのため、液化ガスの極低温に耐えることができる貯蔵タンク（通常、「貨物倉」という）を含む。
　【０００４】
　このように極低温状態の液化ガスを貯蔵できる貯蔵タンクが設けられた海上構造物の例としては、液化ガス運搬船の他、ＬＮＧ　ＲＶ（Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ　Ｖｅｓｓｅｌ）のような船舶やＬＮＧ　ＦＳＲＵ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ　Ｓｔｏｒａｇｅ　ａｎｄ　Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ　Ｕｎｉｔ）、ＬＮＧ　ＦＰＳＯ（Ｆｌｏａｔｉｎｇ，Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，Ｓｔｏｒａｇｅ　ａｎｄ　Ｏｆｆ−ｌｏａｄｉｎｇ）、ＢＭＰＰ（Ｂａｒｇｅ　Ｍｏｕｎｔｅｄ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ）のような構造物などを挙げることができる。
　【０００５】
　ＬＮＧ　ＲＶは、自力航行及び浮遊が可能な液化ガス運搬船にＬＮＧ再気化設備を設置したもので、ＬＮＧ　ＦＳＲＵは、陸上から遠く離れた海上でＬＮＧ輸送船から荷役される液化天然ガスを貯蔵タンクに貯蔵した後、必要に応じて液化天然ガスを気化させて陸上の需要先に供給する海上構造物であって、ＬＮＧ　ＦＰＳＯは、採掘された天然ガスを海上で精製した後、直接液化させて貯蔵タンク内に貯蔵し、必要な場合、この貯蔵タンク内に貯蔵されたＬＮＧをＬＮＧ輸送船に積み替えるために使用される海上構造物である。また、ＢＭＰＰはバージ船に発電設備を搭載し海上で電気を生産するために使用される構造物である。
　【０００６】
　本明細書における船舶とは、ＬＮＧ運搬船のような液化ガス運搬船、ＬＮＧ　ＲＶなどをはじめ、ＬＮＧ　ＦＰＳＯ、ＬＮＧ　ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰなどの構造物まですべてを含む概念である。
　【０００７】
　天然ガスの液化温度は、常圧で約−１６３℃の極低温であるため、ＬＮＧはその温度が常圧で−１６３℃より少し高いだけで蒸発される。従来のＬＮＧ運搬船の場合を例にあげて説明すれば、ＬＮＧ運搬船のＬＮＧ貯蔵タンクは断熱処理が施されてはいるが、外部の熱がＬＮＧに持続的に伝達されるため、ＬＮＧ運搬船によってＬＮＧを輸送する途中にＬＮＧがＬＮＧ貯蔵タンク内で持続的に自然気化してＬＮＧ貯蔵タンク内にボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ　Ｇａｓ）が発生する。
　【０００８】
　発生したボイルオフガスは、貯蔵タンク内の圧力を増加させ、船舶の揺動によって液化ガスの流動を加速させて構造的な問題を招きかねないため、ボイルオフガスの発生を抑制する必要がある。
　【０００９】
　従来、液化ガス運搬船の貯蔵タンク内でのボイルオフガスを抑制するために、ボイルオフガスを貯蔵タンクの外部に排出させて焼却してしまう方法、ボイルオフガスを貯蔵タンクの外部に排出させて再液化装置を介して再液化させてから、再度貯蔵タンクに戻す方法、船舶の推進機関で使用される燃料としてボイルオフガスを使用する方法、貯蔵タンクの内部圧力を高く維持することでボイルオフガスの発生を抑制する方法などが単独又は複合的に使用されていた。
　【００１０】
　ボイルオフガス再液化装置が搭載された従来の船舶の場合、貯蔵タンクの適正圧力を維持するために、貯蔵タンク内部のボイルオフガスを貯蔵タンクの外部に排出させて再液化装置を介して再液化させるようになる。この時、排出されたボイルオフガスは冷凍サイクルを含む再液化装置で超低温に冷却された冷媒、例えば、窒素、混合冷媒などとの熱交換を介して再液化された後、貯蔵タンクに戻される。
　【００１１】
　従来のＤＦＤＥ推進システムを搭載したＬＮＧ運搬船の場合、再液化設備を設置せず、ボイルオフガス圧縮機及び加熱のみによってボイルオフガスを処理した後、ＤＦＤＥに燃料として供給しボイルオフガスを消費していたため、エンジンの燃料必要量がボイルオフガスの発生量より少ない時はボイルオフガスをガス燃焼器（ＧＣＵ；Ｇａｓ　Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ　Ｕｎｉｔ）で燃焼させてしまう、又は大気中に捨てる（ｖｅｎｔｉｎｇ）しかない問題があった。
　【００１２】
　そして、従来の再液化設備及び低速ディーゼルエンジンを搭載したＬＮＧ運搬船は、再液化設備を介してＢＯＧを処理できたにもかかわらず、窒素ガスを用いた再液化装置の運転の複雑性のため、全体システムの制御が複雑で相当量の動力が消耗される問題があった。
　【００１３】
　結局、貯蔵タンクから自然的に発生するボイルオフガスをはじめ、液化ガスを效率的に処理するためのシステム及び方法に対する研究開発が持続的に行われる必要がある。
　【発明の概要】
　【発明が解決しようとする課題】
　【００１４】
　本発明は、上記の従来の問題点を解決するためのもので、液化天然ガス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、貯蔵タンクで発生したボイルオフガスと貯蔵タンクに貯蔵された液化天然ガスとをエンジンで燃料として使用することによって、液化ガスを效率的に使用できるようにする船舶の液化ガス処理システム及び方法を提供することを目的とする。
　【課題を解決するための手段】
　【００１５】
　上記目的を達成するための本発明の一側面によれば、ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮機によって圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧをポンプによって
加圧
　【００１６】
　前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは前記ポンプラインを介して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給されることができる。
　【００１７】
　前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは前記圧縮機ラインを介して前記主エンジン及び前記副エンジンのうちいずれか１つに燃料として供給されることができる。
　【００１８】
　前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは前記圧縮機ラインを介して前記副エンジンに燃料として供給され、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは前記ポンプラインを介して前記主エンジンに燃料として供給されることができる。
　【００１９】
　前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは前記圧縮機ラインを介して間歇的に前記主エンジン及び前記副エンジンのうち少なくとも１つに燃料として供給され、前記主エンジン及び前記副エンジンのうち少なくとも１つにＢＯＧが供給されない時、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは前記ポンプラインを介して前記主エンジン及び前記副エンジンのうち少なくとも１つに燃料として供給されることができる。
　【００２０】
　前記バラスト状態で、前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧ及び前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧは同時に前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給されることができる。
　【００２１】
　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するＢＯＧは複数個の前記圧縮シリンダのうち一部の圧縮シリンダによって圧縮された後、前記副エンジンに燃料として供給されることができる。
　【００２２】
　前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧ及び強制気化されたＬＮＧを前記圧縮機に供給して圧縮させた後、前記主エンジン及び前記副エンジンのうち少なくとも１つに燃料として供給できる。
　【００２３】
　前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを前記副エンジンに供給する時、ＬＮＧのメタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせるためにＬＮＧから重炭化水素成分を分離できる。
　【００２４】
　前記圧縮機によって圧縮されたＢＯＧのうち前記主エンジン及び前記副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ているＢＯＧと熱交換させて液化させることができる。
　【発明の効果】
　【００２５】
　本発明によれば、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬の際に発生する全てのボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少させることができ、窒素など別途の冷媒を使用することなくボイルオフガスを再液化して処理できる船舶の液化ガス処理システム及び方法が提供され得る。
　【００２６】
　したがって、本発明の液化ガス処理システム及び方法によれば、エネルギー消耗量が多く初期設置コストが過度にかかる再液化装置を設置することなく貯蔵タンクで発生するボイルオフガスを再液化させることができ、再液化装置で消耗されるエネルギーを低減できるようになる。
　【００２７】
　また、本発明の液化ガス処理システム及び方法によれば、貯蔵タンクで排出されたボイルオフガスを加圧した後、圧縮されたボイルオフガスのうち一部は船舶の高圧天然ガス噴射エンジン、すなわち推進システムに燃料として供給し、圧縮されたボイルオフガスのうち残りは貯蔵タンクから新しく排出されて圧縮される前のボイルオフガスの冷熱で液化させて貯蔵タンクに戻すことができるようになる。
　【００２８】
　また、本発明の液化ガス処理システム及び方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）が設置される必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節減できる。
　【００２９】
　また、本発明の液化ガス処理システム及び方法によれば、圧縮された後、熱交換器で冷却及び液化されたボイルオフガスを膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）によって減圧させる場合、膨脹時にエネルギーを生成することができ、捨てられるエネルギーをリサイクルできる。
　【図面の簡単な説明】
　【００３０】
　【図１】本発明の好ましい第１実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図２】本発明の好ましい第２実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図３】本発明の好ましい第２実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図４】本発明の好ましい第２実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図５】本発明の好ましい第３実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図６】本発明の好ましい第４実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図７】本発明の好ましい第４実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図８】本発明の好ましい第４実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図９】本発明の好ましい第５実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図１０】本発明の好ましい第５実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図１１】本発明の好ましい第５実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図１２】本発明の好ましい第５実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【図１３】本発明の好ましい第６実施形態による液化ガス処理システムを示す概略構成図である。
　【発明を実施するための形態】
　【００３１】
　一般に、船舶から排出される排気ガスのうち、国際海事機関（Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ｍａｒｉｔｉｍｅ　Ｏｒｇａｎｉｚａｔｉｏｎ）の規制を受けているものは、窒素酸化物（ＮＯｘ）及び硫黄酸化物（ＳＯｘ）であり、二酸化炭素（ＣＯ２）の排出も規制しようとする動きがある。特に、窒素酸化物（ＮＯｘ）及び硫黄酸化物（ＳＯｘ）の場合、１９９７年の海洋汚染防止協約（ＭＡＲＰＯＬ；Ｔｈｅ　Ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｍａｒｉｎｅ　Ｐｏｌｌｕｔｉｏｎ　ｆｒｏｍ　Ｓｈｉｐｓ）議定書によって提起され、８年もの長期間を費やした後、２００５年５月に発効要件を満たし、現在、強制規定として履行している。
　【００３２】
　よって、このような規定を満たすために、窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出量を低減するための様々な方法が紹介されているが、このような方法のうち、ＬＮＧ運搬船のような船舶のための高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンが開発されて使用されている。ＭＥ−ＧＩエンジンは、同級出力のディーゼルエンジンに比べ、汚染物質排出量を二酸化炭素は２３％、窒素化合物は８０％、硫黄化合物は９５％以上低減できる次世代の環境にやさしいエンジンとして脚光を浴びている。
　【００３３】
　このようなＭＥ−ＧＩエンジンは、ＬＮＧを極低温に耐える貯蔵タンクに貯蔵して運搬させるＬＮＧ運搬船などのような海上構造物（本明細書における船舶とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ　ＲＶなどをはじめ、ＬＮＧ　ＦＰＳＯ、ＬＮＧ　ＦＳＲＵなどの海上プラントまですべてを含む概念である。）に設置されることができ、この場合、天然ガスを燃料として使用するようになり、その負荷に応じて約１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧のガス供給圧力が要求される。
　【００３４】
　ＭＥＧＩエンジンは、推進のためにプロペラに直結されて使用されることができ、そのため、ＭＥＧＩエンジンは低速で回転する２行程エンジンからなる。すなわち、ＭＥＧＩエンジンは、低速２行程高圧天然ガス噴射エンジンである。
　【００３５】
　また、窒素酸化物排出量を低減するために、ディーゼル油と天然ガスとを混合して燃料として使用するＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＧ；Ｄｕａｌ　Ｆｕｅｌ　Ｄｉｅｓｅｌ　Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）が開発され、推進用や発電用として使用されている。ＤＦエンジンは、オイルと天然ガスとを混合燃焼する、又はオイル、天然ガスのうち選択された１つのみを燃料として使用することができるエンジンであって、オイルのみを燃料として使用する場合に比べ、燃料に含まれた硫黄化合物が少なく排気ガス中の硫黄酸化物の含有量が少ない。
　【００３６】
　ＤＦエンジンは、ＭＥＧＩエンジンのような高圧に燃料ガスを供給する必要がなく、約数〜数十ｂａｒａ程度に燃料ガスを圧縮して供給すればよい。ＤＦエンジンは、エンジンの駆動力によって発電機を駆動させて電力を得て、この電力を用いて推進用モータを駆動させたり各種装置や設備を運転したりする。
　【００３７】
　天然ガスを燃料として供給する際、ＭＥＧＩエンジンの場合はメタン価を合わせる必要がないが、ＤＦエンジンの場合はメタン価を合わせる必要がある。
　【００３８】
　ＬＮＧが加熱されると、液化温度が相対的に低いメタン成分が優先的に気化されるため、ボイルオフガスの場合は、メタン含有量が高いのでそのままＤＦエンジンに燃料として供給され得る。しかし、ＬＮＧの場合は、メタン含有量が相対的に低くＤＦエンジンで要求するメタン価より低く、産地によってＬＮＧを構成する炭化水素成分（メタン、エタン、プロパン、ブータン等）の比率が異なるため、そのまま気化させてＤＦエンジンに燃料として供給するには適していない。
　【００３９】
　メタン価を調節するためには、液化天然ガスを強制気化させた後、温度を下げてメタンより液化点の高い重炭化水素（ＨＨＣ；ｈｅａｖｙ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ）成分を液化させて除去できる。メタン価を調節した後、エンジンで要求する温度条件に合わせてメタン価が調節された天然ガスを追加的に加熱することもできる。
　【００４０】
　以下、添付図面に基づき、本発明の好ましい実施形態に対する構成及び作用を詳細に説明すれば次のとおりである。また、下記実施形態は、様々な他の形態に変形することができ、本発明の範囲が下記実施形態に限定されるものではない。
　【００４１】
　図１は、本発明の好ましい第１実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示す構成図である。本実施形態の液化ガス処理システムは、推進用メインエンジン（すなわち、ＬＮＧを燃料として使用する推進手段）であって、例えば、ＭＥＧＩエンジンが装着されたＬＮＧ運搬船などに適用され得る。
　【００４２】
　図１を参照すると、本実施形態による船舶の液化ガス処理システム１００は、貯蔵タンク（ｃａｒｇｏ　ｔａｎｋ）１からＬＮＧを推進システムとしてのメインエンジン（ｍａｉｎ　ｅｎｇｉｎｅ）３へ移送させるための経路を提供する燃料供給ライン１１０と、貯蔵タンク１から発生するＢＯＧ（Ｂｏｉｌ　Ｏｆｆ　Ｇａｓ）をメインエンジン３へ移送させるための経路を提供するＢＯＧライン１４０と、を含む。また、本実施形態によるＢＯＧを用いた液化ガス処理システム１００は、燃料供給ライン１１０を介してＬＮＧをＬＮＧポンプ（ＬＮＧ　ｐｕｍｐ）１２０及びＬＮＧ気化器（ＬＮＧ　ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）１３０によって燃料としてメインエンジン３に供給し、ＢＯＧライン１４０を介してＢＯＧをＢＯＧ圧縮機（ＢＯＧ　ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ）１５０によって圧縮させて燃料としてメインエンジン３に供給し、ＢＯＧ圧縮機１５０から余剰のＢＯＧを統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００に供給する。
　【００４３】
　メインエンジン３として使用され得るＭＥＧＩエンジンは、約１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧に燃料を供給される必要がある。したがって、本実施形態によるＬＮＧポンプ１２０及びＢＯＧ圧縮機１５０としては、ＭＥＧＩエンジンで要求する圧力までＬＮＧ及びＢＯＧをそれぞれ
加圧・
　【００４４】
　燃料供給ライン１１０は、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンク１から移送ポンプ２の駆動によって供給されるＬＮＧを燃料としてメインエンジン３へ移送させるための経路を提供し、ＬＮＧポンプ１２０及びＬＮＧ気化器１３０が設置される。
　【００４５】
　ＬＮＧポンプ１２０は、燃料供給ライン１１０にＬＮＧの移送に必要なポンピング力を提供するように設置され、一例として、ＬＮＧ　ＨＰポンプ（ＬＮＧ　Ｈｉｇｈ　Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｐｕｍｐ）が使用されることができ、本実施形態のように、複数からなり並列になるように設置されることができる。
　【００４６】
　ＬＮＧ気化器１３０は、燃料供給ライン１１０でＬＮＧポンプ１２０の後段に設置されることで、ＬＮＧポンプ１２０によって移送されるＬＮＧを気化させるが、ＬＮＧの気化のために、一例として、ＬＮＧが熱媒循環ライン１３１を介して循環供給される熱媒との熱交換によって気化されるようにし、他の例として、ヒータをはじめ、ＬＮＧの気化熱を提供するための様々なヒーティング手段が使用され得る。また、ＬＮＧ気化器１３０は、ＬＮＧの気化のために高圧で使用され得るＨＰ気化器（Ｈｉｇｈ　Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｖａｐｏｒｉｚｅｒ）が使用され得る。一方、熱媒循環ライン１３１に循環供給される熱媒は、一例として、ボイラーなどから発生するスチームが使用され得る。
　【００４７】
　ＢＯＧライン１４０は、貯蔵タンク１から自然的に発生するＢＯＧをメインエンジン３へ移送させるための経路を提供し、本実施形態のように、燃料供給ライン１１０に連結されることによってＢＯＧを燃料としてメインエンジン３に供給されるようにすることができ、これと異なって、ＢＯＧを直接メインエンジン３に供給するための経路を提供することもできる。
　【００４８】
　ＢＯＧ圧縮機１５０は、ＢＯＧライン１４０に設置されてＢＯＧライン１４０を通過するＢＯＧを圧縮させる。図１には１つのＢＯＧ圧縮機１５０のみを示しているが、ＢＯＧ圧縮機は、従来の一般的な燃料供給システムと同様に、冗長化設計（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ）の要求事項を満たすために、同じ仕様の２台の圧縮機が並列に連結されるようにシステムが構成され得る。ただし、本実施形態のように、ＢＯＧライン１４０で余剰ＢＯＧライン１６０の分岐部分に単一のＢＯＧ圧縮機１５０が設置される場合は、高価のＢＯＧ圧縮機１５０の設置による経済的負担及びメンテナンスの負担を軽減できるという追加的な効果が得られる。
　【００４９】
　余剰ＢＯＧライン１６０は、ＢＯＧ圧縮機１５０から余剰のＢＯＧを統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００に供給する経路を提供するが、統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００だけでなく、例えば、ＤＦエンジンのような補助エンジンなどに余剰ＢＯＧを燃料として供給できる。
　【００５０】
　統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００は、ＩＧＧ（Ｉｎｅｒｔ　Ｇａｓ　Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）とＧＣＵ（Ｇａｓ　Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ　Ｕｎｉｔ）とが統合されたシステムである。
　【００５１】
　一方、余剰ＢＯＧライン１６０と燃料供給ライン１１０とは、連結ライン１７０によって互いに連結され得る。したがって、連結ライン１７０によって余剰ＢＯＧをメインエンジン３の燃料として使用させる、または気化されたＬＮＧを統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００に燃料として使用させることができる。このような連結ライン１７０には通過するＢＯＧや気化されたＬＮＧの加熱のためにヒータ１８０が設置されることができ、ＢＯＧや気化されたＬＮＧによる圧力を調節することによって過度な圧力を低減させる減圧バルブ（Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ　Ｖａｌｖｅ；ＰＲＶ）１９０が設置されることができる。一方、ヒータ１８０は、ガスの燃焼熱を用いたガスヒータであるか、その他にも熱媒の循環によって加熱のための熱源を提供する熱媒循環供給部をはじめ、様々なヒーティング手段が使用され得る。
　【００５２】
　このような本発明の第１実施形態による液化ガス処理システムの作用を説明する。
　【００５３】
　貯蔵タンク１内の圧力が所定の圧力以上又はＢＯＧの発生量が多い場合、ＢＯＧ圧縮機１５０の駆動によってＢＯＧを圧縮してメインエンジン３に燃料として供給する。また、貯蔵タンク１内の圧力が所定の圧力未満又はＢＯＧ発生量が少ない場合、ＬＮＧポンプ１２０及びＬＮＧ気化器１３０の駆動によってＬＮＧを移送及び気化させてメインエンジン３に燃料として供給され得るようにする。
　【００５４】
　一方、ＢＯＧ圧縮機１５０から余剰のＢＯＧを余剰ＢＯＧライン１６０を介して統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００又はＤＦエンジンなどの補助エンジンに供給させ、ＢＯＧの消耗又は貯蔵タンク１に供給されるための不活性ガスを生成することを目的に使用し、さらには、補助エンジンなどの燃料として使用されることができるようにする。
　【００５５】
　ＢＯＧが供給される統合型ＩＧＧ／ＧＣＵシステム２００は、本体２１０内のＢＯＧ燃焼によって、貯蔵タンク１から持続的に発生するＢＯＧを消耗することができ、必要に応じて、貯蔵タンク１に供給するための不活性ガスとして燃焼ガスを生成することもできる。
　【００５６】
　図２には本発明の好ましい第２実施形態による、船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。
　【００５７】
　図２には、天然ガスを燃料として使用できる高圧天然ガス噴射エンジン（すなわち、ＬＮＧを燃料として使用する推進手段）、例えば、ＭＥＧＩエンジンを設置したＬＮＧ運搬船に本発明の液化ガス処理システムが適用された例が図示されているが、本発明の液化ガス処理システムは、液化ガス貯蔵タンクが設置された全ての種類の船舶、すなわち、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ　ＲＶなどをはじめ、ＬＮＧ　ＦＰＳＯ、ＬＮＧ　ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰのような海上プラントに適用され得る。
　【００５８】
　本発明の第２実施形態による船舶の液化ガス処理システムによれば、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、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。ボイルオフガスは、圧縮機１３によって約１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジン、例えば、ＭＥＧＩエンジンに燃料として供給される。
　【００５９】
　貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵することができるように密封及び断熱防壁を備えているが、外部から伝達される熱を完壁に遮断することはできない。よって、貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、ボイルオフガスの圧力を適正な水準に維持するために、ボイルオフガス排出ラインを介して貯蔵タンク１１内部のボイルオフガスを排出させる。
　【００６０】
　貯蔵タンク１１の内部には、必要な場合、ＬＮＧを貯蔵タンクの外部に排出させるために排出ポンプ１２が設置される。
　【００６１】
　圧縮機１３は、１つ以上の圧縮シリンダ１４と、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１５とを含むことができる。圧縮機１３は、例えば、ボイルオフガスを約４００ｂａｒａまで圧縮するように構成され得る。図２では、５つの圧縮シリンダ１４及び５つの中間冷却機１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダ及び中間冷却機の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮シリンダが配列された構造の他、複数個の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更され得る。
　【００６２】
　圧縮機１３で圧縮されたボイルオフガスはボイルオフガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるが、高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて、圧縮されたボイルオフガスをすべて高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもでき、圧縮されたボイルオフガスのうち一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもできる。
　【００６３】
　また、本発明の第１実施形態によれば、貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３で圧縮されるボイルオフガス（すなわち、貯蔵タンクから排出されたすべてのボイルオフガス）を第１ストリームとした場合、ボイルオフガスの第１ストリームを圧縮した後、第２ストリームと第３ストリームとに分け、第２ストリームは高圧天然ガス噴射エンジンに燃料として供給し、第３ストリームは液化させて貯蔵タンクに戻すように構成できる。
　【００６４】
　この時、第２ストリームは、ボイルオフガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給される。必要な場合、第２ストリームは、圧縮機１３に含まれた複数個の圧縮シリンダ１４を全部通過した後、高圧天然ガス噴射エンジンに連結されるライン（すなわち、ボイルオフガス供給ラインＬ１）と、圧縮機１３に含まれた複数個の圧縮シリンダ１４のうち一部を通過した後、ＤＦエンジンに連結されるライン（すなわち、ボイルオフガス分岐ラインＬ８）を介して燃料として供給され得る。
　【００６５】
　第３ストリームは、ボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に戻される。圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを冷却及び液化させることができるように、ボイルオフガス復帰ラインＬ３には熱交換器２１が設置される。熱交換器２１では圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを貯蔵タンク１１から排出された後、圧縮機１３に供給されるボイルオフガスの第１ストリームと熱交換させる。
　【００６６】
　圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームの流量が第３ストリームの流量より多いため、圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームは、圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームから冷熱を供給されて液化され得る。このように、熱交換器２１では貯蔵タンク１１から排出された直後の極低温のボイルオフガスと圧縮機１３で圧縮された高圧状態のボイルオフガスとを熱交換させ、この高圧状態のボイルオフガスを冷却及び液化させる。
　【００６７】
　熱交換器２１で冷却されて少なくとも部分的に液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は減圧手段としての膨脹バルブ２２を通過しながら減圧されて気液混合状態で気液分離器２３に供給される。膨脹バルブ２２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧（例えば、３００ｂａｒから３ｂａｒに減圧）され得る。液化されたボイルオフガスは、気液分離器２３で気体と液体成分とが分離され、液体成分、すなわちＬＮＧはボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に移送され、気体成分、すなわちボイルオフガスはボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３に供給されるボイルオフガスに合流される。さらに詳しくは、ボイルオフガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段から延長されボイルオフガス供給ラインＬ１で熱交換器２１より上流側に連結される。
　【００６８】
　減圧されたボイルオフガスが円滑に貯蔵タンク１１に戻ることができるように、また、減圧されたボイルオフガスの中の気体成分をボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して円滑にボイルオフガス供給ラインＬ１に合流させることができるように、減圧手段による減圧後のボイルオフガスの圧力は貯蔵タンク１１の内部圧力よりは高く設定されることが有利である。
　【００６９】
　以上では、説明の便宜上、熱交換器２１がボイルオフガス復帰ラインＬ３に設置されたものであると説明したが、実際、熱交換器２１ではボイルオフガス供給ラインＬ１を介して移送されているボイルオフガスの第１ストリームとボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して移送されているボイルオフガスの第３ストリームとの間に熱交換が行われているので、熱交換器２１はボイルオフガス供給ラインＬ１に設置されたものでもある。
　【００７０】
　ボイルオフガス再循環ラインＬ５にはさらに他の膨脹バルブ２４がさらに設置されることができ、それにより、気液分離器２３から排出された気体成分は膨脹バルブ２４を通過しながら減圧され得る。また、熱交換器２１で液化された後、気液分離器２３に供給されるボイルオフガスの第３ストリームと気液分離器２３で分離されてボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して移送される気体成分とを熱交換させて第３ストリームをさらに冷却させることができるようにボイルオフガス再循環ラインＬ５には冷却器２５が設置される。すなわち、冷却器２５では、高圧液体状態のボイルオフガスを低圧極低温気体状態の天然ガスで追加的に冷却させる。
　【００７１】
　ここで、説明の便宜上、冷却器２５がボイルオフガス再循環ラインＬ５に設置されたものであると説明したが、実際、冷却器２５ではボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して移送されているボイルオフガスの第３ストリームとボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して移送されている気体成分との間に熱交換が行われているので、冷却器２５はボイルオフガス復帰ラインＬ３に設置されたものでもある。
　【００７２】
　図に示していないが、本実施形態の変形例によれば、冷却器２５が省略されるようにシステムが構成され得る。冷却器２５を設置しない場合、全体システムの効率が若干低下する場合があるが、配管の配置及びシステムの運用が容易で冷却器の初期設置コスト及びメンテナンスコストも節減される利点がある。
　【００７３】
　一方、貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量が高圧天然ガス噴射エンジンで要求する燃料量より多くて余剰のボイルオフガスが発生すると予想される場合は、圧縮機１３で圧縮された又は段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを、ボイルオフガス分岐ラインＬ７，Ｌ８を介して分岐させてボイルオフガス消費手段で使用する。ボイルオフガス消費手段としては、ＭＥＧＩエンジンに比べ相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ、ＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）、ガスタービンなどが使用され得る。圧縮機１３の中間段でボイルオフガス分岐ラインＬ７，Ｌ８を介して分岐するボイルオフガスの圧力は約６〜１０ｂａｒａ程度であり得る。
　【００７４】
　以上で説明した本発明の第１実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができ、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置することなく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。
　【００７５】
　また、本発明の第１実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節減できる。
　【００７６】
　図２には圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するためのボイルオフガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段で分岐されるものであると例示しているが、ボイルオフガス復帰ラインＬ３は、上記のボイルオフガス分岐ラインＬ７，Ｌ８と同様に、圧縮機１３で段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐させることができるように設置され得る。図３には２つのシリンダによって２段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されており、図４には３つのシリンダによって３段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されている。この時、圧縮機１３の中段で分岐するボイルオフガスの圧力は約６〜１０ｂａｒａ程度であり得る。
　【００７７】
　特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは油潤滑（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するブルクハルト社の圧縮機を使用する場合、圧縮機の後段や４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。
　【００７８】
　図５には本発明の好ましい第３実施形態による船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。
　【００７９】
　第３実施形態による液化ガス処理システムは、ＭＥＧＩエンジンやＤＦエンジン等で要求するボイルオフガスの量が自然的に発生するボイルオフガスの量より多い場合、ＬＮＧを強制的に気化させて使用できるように構成されるという点において第２実施形態の液化ガス処理システムと異なる。以下では、第２実施形態の液化ガス処理システムとの相違点のみをさらに詳しく説明する。また、第２実施形態と同じ構成要素には同じ符号を付し、それに対する詳細な説明は省略する。
　【００８０】
　本発明の第３実施形態による船舶の液化ガス処理システムによれば、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、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、又は圧縮機１３で多段圧縮される途中でＤＦエンジン（ＤＦ　Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）に供給されて燃料として使用されるという点においては第２実施形態と同じである。
　【００８１】
　ただし、第３実施形態の液化ガス処理システムは、高圧天然ガス噴射エンジン及びＤＦエンジンで要求する燃料としてのボイルオフガスの量が貯蔵タンク１１で自然的に発生するボイルオフガスの量より多い場合、貯蔵タンク１１に貯蔵されたＬＮＧを強制気化器３１で気化させて圧縮機１３に供給できるように強制気化ラインＬ１１を具備する。
　【００８２】
　第３実施形態のように強制気化ラインＬ１１を具備すると、貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧの量が少なくてボイルオフガスの発生量が少ない場合、または各種エンジンで要求する燃料としてのボイルオフガスの量が自然的に発生するボイルオフガスの量より多い場合にも安定的に燃料を供給できるようになる。
　【００８３】
　図６には本発明の好ましい第４実施形態による船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。
　【００８４】
　第４実施形態による液化ガス処理システムは、膨脹バルブの代わりに、減圧手段として膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を使用するという点において第２実施形態の液化ガス処理システムと異なる。すなわち、第４実施形態によれば、熱交換器２１で冷却されて少なくとも部分的に液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を通過しながら減圧されて気液混合状態で気液分離器２３に供給される。以下では、第２実施形態の液化ガス処理システムとの相違点のみをさらに詳しく説明する。また、第２実施形態と同じ構成要素には同じ符号を付し、それに対する詳細な説明は省略する。
　【００８５】
　膨脹機５２は、高圧の液化されたボイルオフガスを低圧に膨脹させながらエネルギーを生産する。膨脹機５２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧され得る。液化されたボイルオフガスは、気液分離器２３で気体成分と液体成分とが分離され、液体成分、すなわちＬＮＧはボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に移送され、気体成分、すなわちボイルオフガスはボイルオフガス再循環ラインＬ５を介して貯蔵タンク１１から排出されて圧縮機１３に供給されるボイルオフガスに合流される。さらに詳しくは、ボイルオフガス再循環ラインＬ５は、気液分離器２３の上段から延長されボイルオフガス供給ラインＬ１で熱交換器２１より上流側に連結される。
　【００８６】
　ボイルオフガス再循環ラインＬ５には減圧手段、例えば、膨脹バルブ２４がさらに設置されることができ、それにより、気液分離器２３から排出された気体成分は膨脹バルブ２４を通過しながら減圧され得る。
　【００８７】
　図７及び図８には本発明の好ましい第４実施形態の変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。
　【００８８】
　図６に示す第４実施形態には圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するためのボイルオフガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段で分岐されるものであると例示している。しかし、上記のボイルオフガス分岐ラインＬ７，Ｌ８又は図３及び図４を参照して説明した第２実施形態の変形例におけるボイルオフガス復帰ラインと同様に、図７及び図８に示す第４実施形態の変形例によれば、ボイルオフガス復帰ラインＬ３は圧縮機１３で段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐させることができるように設置されることができる。
　【００８９】
　図７には２つのシリンダによって２段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されており、図８には３つのシリンダによって３段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されている。特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは油潤滑（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するブルクハルト社の圧縮機を使用する場合、圧縮機の後段や４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。
　【００９０】
　また、図７に示す第４実施形態の第１変形例を参照すると、第４実施形態による液化ガス処理システムは、熱交換器２１を通過しながら冷却及び液化されたボイルオフガスを追加的に冷却するための熱交換器としての冷却器２５（図６参照）が省略されるように変形され得る。冷却器２５を設置しない場合、全体システムの効率が若干低下する場合があるが、配管の配置及びシステムの運用が容易で冷却器の初期設置コスト及びメンテナンスコストも節減される利点がある。
　【００９１】
　また、図８に示す第４実施形態の第２変形例を参照すると、第４実施形態による液化ガス処理システムは、減圧手段としての膨脹機５２と膨脹バルブ５５とが並列に配置されるように変形され得る。この時、並列に配置された膨脹機５２及び膨脹バルブ５５は、熱交換器２１と気液分離器２３との間に位置する。膨脹バルブ５５を並列に設置するために、そして、必要時に膨脹機５２又は膨脹バルブ５５のみを使用するために、熱交換器２１と気液分離器２３との間のボイルオフガス復帰ラインＬ３から分岐して膨脹機５２を迂回するバイパスラインＬ３１が設置される。膨脹機５２のみを使用して液化されたボイルオフガスを膨脹させる場合は膨脹バルブ５５を閉鎖し、膨脹バルブ５５のみを使用して液化されたボイルオフガスを膨脹させる場合はボイルオフガス復帰ラインＬ３で膨脹機５２の前段と後段とにそれぞれ設置された開閉バルブ５３，５４を閉鎖する。
　【００９２】
　以上で説明した本発明の第４実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、前述の実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法と同様に、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができ、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置することなく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。
　【００９３】
　本発明の第４実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法がＬＮＧ運搬船やＬＮＧ　ＲＶのような船舶の他、ＬＮＧ　ＦＰＳＯ、ＬＮＧ　ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰのようなプラントに適用された場合も、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクで発生するボイルオフガスをエンジン（推進のためのエンジンだけでなく、発電用に用いられるエンジンなども含まれる）で燃料として使用または再液化させることができるため、浪費されるボイルオフガスを減少または無くすことができる。
　【００９４】
　また、本発明の第４実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節減できる。
　【００９５】
　図９には本発明の好ましい第５実施形態による、船舶の液化ガス処理システムの概略構成図を示している。
　【００９６】
　第５実施形態による液化ガス処理システムは、熱交換器２１で液化された後、減圧手段（例えば、膨脹バルブ２２）で減圧されたボイルオフガスを、気液分離器２３を経ることなく、そのまま貯蔵タンク１１に戻すように構成されるという点において第２実施形態の液化ガス処理システムと異なる。以下では、第２実施形態の液化ガス処理システムとの相違点のみをさらに詳しく説明する。また、第２実施形態と同じ構成要素には同じ符号を付し、それに対する詳細な説明は省略する。
　【００９７】
　本実施形態によれば、液化された後、減圧されながら気体成分（すなわち、フラッシュガス）と液体成分（すなわち、液化ボイルオフガス）とが混合された状態になったボイルオフガス（すなわち、２相（ｔｗｏ　ｐｈａｓｅ）ボイルオフガス）を、ボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に戻す。ボイルオフガス復帰ラインＬ３は、貯蔵タンク１１に戻る２相ボイルオフガスが貯蔵タンク１１の底に噴射されるように構成され得る。
　【００９８】
　貯蔵タンク１１の底に噴射された２相ボイルオフガスの中の気体成分（すなわち、フラッシュガス）は、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＬＮＧに部分的に溶ける、またはＬＮＧの冷熱によって液化され得る。また、溶けなかった又は液化されなかったフラッシュガス（ＢＯＧ）は、貯蔵タンクで追加的に発生するＢＯＧ（ＮＢＯＧ）とともにボイルオフガス供給ラインＬ１を介して再度貯蔵タンク１１から排出される。新しく発生したＢＯＧとともに貯蔵タンク１１から排出されたフラッシュガスはボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って圧縮機１３に再循環される。
　【００９９】
　本実施形態によれば、膨脹後、２相状態のボイルオフガスを貯蔵タンク１１の底に噴射させることによって、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＬＮＧによって、液化されたボイルオフガスの量を増加させることができ、気液分離器などの設備を省略して設置コスト及び運用コストなどを節減できるという長所がある。
　【０１００】
　図１０には本発明の好ましい第５実施形態の第１変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。
　【０１０１】
　図１０に示す第５実施形態の第１変形例は、減圧手段として膨脹バルブの代わりに膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を使用するという点においてのみ図９に示す第５実施形態による液化ガス処理システムと異なる。すなわち、第５実施形態の第１変形例によれば、熱交換器２１で冷却されて液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を通過しながら減圧されて気液混合状態になった後、２相状態で貯蔵タンク１１に戻る。
　【０１０２】
　図１１には本発明の好ましい第５実施形態の第２変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。
　【０１０３】
　図１１に示す第５実施形態の第２変形例は、圧縮機として多段圧縮機の代わりに複数個の圧縮機（例えば、第１圧縮機１３ａ及び第２圧縮機１３ｂ）を使用するという点において図９に示す第５実施形態による液化ガス処理システムと異なる。
　【０１０４】
　本発明の第５実施形態の第２変形例による液化ガス処理システムによれば、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス供給ラインＬ１に沿って移送されて第１圧縮機１３ａに供給される。第１圧縮機１３ａで圧縮されたボイルオフガスは約６〜１０ｂａｒａ程度に圧縮された後、燃料供給ラインＬ２に沿って需要先、すなわちＬＮＧを燃料として使用する推進システム（例えば、ＤＦＤＥ）に供給され得る。ＤＦＤＥに供給された後の残りのボイルオフガスはブースタ圧縮機としての第２圧縮機１３ｂによって追加的に圧縮されることができ、その後、上記の第５実施形態と同様に、ボイルオフガス復帰ラインＬ３に沿って移動しながら液化されて貯蔵タンク１１に戻ることができる。
　【０１０５】
　第１圧縮機１３ａは、１つの圧縮シリンダ１４ａ及び１つの中間冷却機１５ａを含む１段圧縮機である場合がある。第２圧縮機１３ｂは、１つの圧縮シリンダ１４ｂ及び１つの中間冷却機１５ｂを含む１段圧縮機である場合があり、必要な場合、複数個の圧縮シリンダ及び複数個の中間冷却機を含む多段圧縮機が活用されても良い。
　【０１０６】
　第１圧縮機１３ａで圧縮されたボイルオフガスは約６〜１０ｂａｒａ程度まで圧縮された後、燃料供給ラインＬ２を介して需要先、例えばＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ）に供給されるが、エンジンで必要とする燃料の必要量に応じてボイルオフガスを全部エンジンに供給することもでき、ボイルオフガスのうち一部のみをエンジンに供給することもできる。
　【０１０７】
　すなわち、貯蔵タンク１１から排出されて第１圧縮機１３ａに供給されるボイルオフガス（すなわち、貯蔵タンクから排出されたすべてのボイルオフガス）を第１ストリームとした場合、ボイルオフガスの第１ストリームを第１圧縮機１３ａの下流側で第２ストリームと第３ストリームとに分け、第２ストリームは推進システムであるＤＦエンジン（すなわち、ＤＦＤＥ）に燃料として供給し、第３ストリームは液化させて貯蔵タンクに戻すように構成できる。
　【０１０８】
　この時、第２ストリームは、燃料供給ラインＬ２を介してＤＦＤＥに供給され、第３ストリームは、第２圧縮機１３ｂでさらに加圧された後、液化及び減圧過程を経てボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して貯蔵タンク１１に戻される。圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを液化させることができるようにボイルオフガス復帰ラインＬ３には熱交換器２１が設置される。熱交換器２１では圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームを貯蔵タンク１１から排出された後、第１圧縮機１３ａに供給されるボイルオフガスの第１ストリームと熱交換させる。
　【０１０９】
　圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームの流量が第３ストリームの流量より多いため、圧縮されたボイルオフガスの第３ストリームは圧縮される前のボイルオフガスの第１ストリームから冷熱を供給されて冷却（すなわち少なくとも部分的に液化）され得る。このように、熱交換器２１では貯蔵タンク１１から排出された直後の極低温のボイルオフガスと圧縮機１３で圧縮された高圧状態のボイルオフガスとを熱交換させ、この高圧状態のボイルオフガスを冷却（液化）させる。
　【０１１０】
　熱交換器２１で冷却されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、減圧手段としての膨脹バルブ２２（例えば、Ｊ−Ｔバルブ）を通過しながら減圧された後、引続き気液混合状態に貯蔵タンク１１に戻る。膨脹バルブ２２を通過しながらＬＢＯＧは略常圧に減圧（例えば、３００ｂａｒから３ｂａｒに減圧）され得る。
　【０１１１】
　一方、貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量がＤＦエンジンで要求する燃料量より多くて余剰のボイルオフガスが発生すると予想される場合（例えば、エンジン停止時又は低速運航時等）は、第１圧縮機１３ａで圧縮されたボイルオフガスを、ボイルオフガス分岐ラインＬ７を介して分岐させてボイルオフガス消費手段で使用する。ボイルオフガス消費手段としては、天然ガスを燃料として使用できるＧＣＵ、ガスタービンなどが使用され得る。
　【０１１２】
　図１２には本発明の好ましい第５実施形態の第３変形例による船舶の液化ガス処理システムを示す概略構成図を示している。
　【０１１３】
　図１２に示す第５実施形態の第３変形例は、減圧手段として膨脹バルブの代わりに膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を使用するという点においてのみ図１１に示す第５実施形態の第２変形例による液化ガス処理システムと異なる。すなわち、第５実施形態の第３変形例によれば、熱交換器２１で冷却されて液化されたボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、減圧手段としての膨脹機（Ｅｘｐａｎｄｅｒ）５２を通過しながら減圧されて気液混合状態になった後、２相状態で貯蔵タンク１１に戻る。
　【０１１４】
　以上で説明した本発明の第５実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、前述の実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法と同様に、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。
　【０１１５】
　本発明の第５実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法がＬＮＧ運搬船やＬＮＧ　ＲＶのような船舶の他、ＬＮＧ　ＦＰＳＯ、ＬＮＧ　ＦＳＲＵ、ＢＭＰＰのようなプラントに適用された場合も、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクで発生するボイルオフガスをエンジン（推進のためのエンジンだけでなく、発電用に用いられるエンジンなども含まれる）で燃料として使用または再液化させることができるため、浪費されるボイルオフガスを減少または無くすことができる。
　【０１１６】
　また、本発明の第５実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節減できる。
　【０１１７】
　図１３には本発明の第６実施形態による船舶の液化ガス処理システムを示している。
　【０１１８】
　図１３に示す本発明の第６実施形態による液化ガス処理システムは、図１に示す本発明の第１実施形態による液化ガス処理システム（すなわち、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、及び圧縮機１５０によってＢＯＧを加圧して推進システムに燃料として供給するラインを有するハイブリッドシステム）と、図２に示す本発明の第２実施形態による液化ガス処理システムとが統合されて構成される。
　【０１１９】
　図に示していないが、本発明によれば、図３乃至図１２に示す第３乃至第５実施形態によるそれぞれの液化ガス処理システムが、図１３に示すように、ハイブリッドシステム（図１３のＬ２３，Ｌ２４，Ｌ２５参照）と統合され得ることは勿論である。
　【０１２０】
　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。通常、主エンジンは船舶の運航のための推進用に使用され、副エンジンは船舶内部に設置された各種装置及び設備に電力を供給するための発電用に使用されるが、本発明は主エンジン及び副エンジンの用途によって限定されるものではない。主エンジン及び副エンジンは、それぞれ複数個が設置されることができる。
　【０１２１】
　本実施形態による船舶の液化ガス処理システムは、エンジン（すなわち、主エンジンであるＭＥＧＩエンジン及び副エンジンであるＤＦエンジン）に対して貯蔵タンク１１に貯蔵されている天然ガス（すなわち、気体状態のＢＯＧ及び液体状態のＬＮＧ）を燃料として供給できるように構成される。
　【０１２２】
　気体状態のＢＯＧを燃料ガスとして供給するために、本実施形態による船舶の液化ガス処理システムは、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＢＯＧを主エンジンに供給するボイルオフガス供給ラインとしてのＢＯＧ主供給ラインＬ１と、このＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐してＢＯＧを副エンジンに供給するＢＯＧ副供給ラインＬ８とを含む。ＢＯＧ主供給ラインＬ１は、前述の実施形態におけるボイルオフガス供給ラインＬ１と同じ構成であるが、図１３を参照して行われる説明では、ＤＦエンジンに対するボイルオフガス供給ライン（すなわち、ＢＯＧ副供給ラインＬ８）との区別のために、ＢＯＧ主供給ラインＬ１と称する。また、ＢＯＧ副供給ラインＬ８は、前述の実施形態におけるボイルオフガス分岐ラインＬ８と同じ構成であるが、図１３を参照して行われる説明では、ＢＯＧ主供給ラインＬ１との区別のために、ＢＯＧ副供給ラインＬ８と称する。
　【０１２３】
　また、液体状態のＬＮＧを燃料ガスとして供給するために、本実施形態による船舶の液化ガス処理システムは、貯蔵タンク１１に貯蔵されているＬＮＧを主エンジンに供給するＬＮＧ主供給ラインＬ２３と、このＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐してＬＮＧを副エンジンに供給するＬＮＧ副供給ラインＬ２４とを含む。
　【０１２４】
　本実施形態によれば、ＢＯＧ主供給ラインＬ１にはＢＯＧを圧縮するための圧縮機１３が設置され、ＬＮＧ主供給ラインＬ２３にはＬＮＧを
加圧
　【０１２５】
　液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク１１で発生してＢＯＧ排出バルブ４１を介して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ＢＯＧ主供給ラインＬ１に沿って移送されて圧縮機１３で圧縮された後、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。ボイルオフガスは圧縮機１３によって約１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧天然ガス噴射エンジンに供給される。
　【０１２６】
　貯蔵タンクはＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態で貯蔵することができるように密封及び断熱防壁を備えているが、外部から伝達される熱を完壁に遮断することはできない。よって、貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、ボイルオフガスの圧力を適正な水準に維持するために貯蔵タンク１１内部のボイルオフガスを排出させる。
　【０１２７】
　圧縮機１３は、１つ以上の圧縮シリンダ１４と、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１５とを含むことができる。圧縮機１３は、例えば、ボイルオフガスを約４００ｂａｒａまで圧縮するように構成され得る。図１３では、５つの圧縮シリンダ１４及び５つの中間冷却機１５を含む多段圧縮の圧縮機１３が例示されているが、圧縮シリンダ及び中間冷却機の個数は必要に応じて変更され得る。また、１つの圧縮機内に複数個の圧縮シリンダが配列された構造の他、複数個の圧縮機を直列に連結した構造を有するように変更され得る。
　【０１２８】
　圧縮機１３で圧縮されたボイルオフガスは、ＢＯＧ主供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるが、高圧天然ガス噴射エンジンで必要とする燃料の必要量に応じて圧縮されたボイルオフガスをすべて高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもでき、圧縮されたボイルオフガスのうち一部のみを高圧天然ガス噴射エンジンに供給することもできる。
　【０１２９】
　副エンジンであるＤＦエンジンに燃料ガスを供給するためのＢＯＧ副供給ラインＬ８は、ＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。さらに詳しくは、ＢＯＧ副供給ラインＬ８は、圧縮機１３で多段圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐することができるようにＢＯＧ主供給ラインＬ１から分岐される。図１３には２段圧縮されたＢＯＧを分岐させ、その一部をＢＯＧ副供給ラインＬ８を介して副エンジンに供給するものであると示しているが、これは例示に過ぎず、１段又は３乃至５段圧縮されたＢＯＧを分岐させてＢＯＧ副供給ラインを介して副エンジンなどに供給できるようにシステムを構成することもできる。圧縮機としては、例えば、ブルクハルト（Ｂｕｒｃｋｈａｒｄｔ）社の圧縮機を使用することができる。ブルクハルト社の圧縮機は、総５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは油潤滑（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作すると知られる。したがって、ブルクハルト社の圧縮機をＢＯＧを圧縮させる圧縮機１３で使用する場合、４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。
　【０１３０】
　副エンジンであるＤＦエンジン（例えば、ＤＦＤＧ）は、要求圧力がＭＥＧＩエンジンに比べて低いため、圧縮機１３の後段で高圧に圧縮された状態のＢＯＧを分岐させる場合はＢＯＧの圧力をさらに下げた後、副エンジンに供給しなければならず非効率的であり得る。
　【０１３１】
　上記のように、ＬＮＧが加熱されると、液化温度が相対的に低いメタン成分が優先的に気化されるため、ボイルオフガスの場合はメタン含有量が高く、そのままＤＦエンジンに燃料として供給され得る。したがって、ＢＯＧ主供給ライン及びＢＯＧ副供給ラインにはメタン価を調節するための装置が別途に設置される必要がない。
　【０１３２】
　一方、貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量が主エンジン及び副エンジンで要求する燃料量より多くて余剰のボイルオフガスが発生すると予想される場合は、本発明の液化ガス処理システムを介してボイルオフガスを再液化させて貯蔵タンクに戻すことができる。
　【０１３３】
　再液化容量を超えるボイルオフガスが発生する場合は、圧縮機１３で圧縮された又は段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを、ボイルオフガス分岐ラインＬ７を介して分岐させてＢＯＧ消費手段で使用することができる。ボイルオフガス消費手段としては、ＭＥＧＩエンジンに比べ相対的に低い圧力の天然ガスを燃料として使用することができるＧＣＵ、ガスタービンなどが使用され得る。ボイルオフガス分岐ラインＬ７は、図１３に示すように、ＢＯＧ副供給ラインＬ８から分岐されることが好ましい。
　【０１３４】
　圧縮機１３で圧縮された後、ボイルオフガス供給ラインＬ１を介して高圧天然ガス噴射エンジンに供給されるボイルオフガスのうち少なくとも一部をボイルオフガス復帰ラインＬ３を介して処理、すなわち再液化させて貯蔵タンク１１に戻す過程は、図２を参照して上述したものと同様であるので、詳細な説明は省略する。
　【０１３５】
　図１３には圧縮されたＢＯＧを熱交換器２１に供給するためのボイルオフガス復帰ラインＬ３が圧縮機１３の後段で分岐されるものであると例示しているが、ボイルオフガス復帰ラインＬ３は上記のボイルオフガス分岐ラインＬ７やボイルオフガス分岐ラインとしてのＢＯＧ副供給ラインＬ８と同様に、圧縮機１３で段階的に圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐させることができるように設置されることができる。図３には２つのシリンダによって２段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されており、図４には３つのシリンダによって３段圧縮されたボイルオフガスを分岐させる変形例が図示されている。この時、圧縮機１３の中段で分岐するボイルオフガスの圧力は約６〜１０ｂａｒａ程度であり得る。
　【０１３６】
　特に、５つのシリンダを含み、前段の３つのシリンダはオイルフリー（ｏｉｌ−ｆｒｅｅ）方式で動作し、後段の２つのシリンダは油潤滑（ｏｉｌ−ｌｕｂｒｉｃａｔｅｄ）方式で動作するブルクハルト社の圧縮機を使用する場合、圧縮機の後段や４段以上でＢＯＧを分岐させるときはオイルフィルタを経てＢＯＧが移送されるように構成する必要があるが、３段以下で分岐させるときはオイルフィルタを使用する必要がないという点で有利であり得る。
　【０１３７】
　ＬＮＧ主供給ラインＬ２３には、貯蔵タンク１１の内部に設置されてＬＮＧを貯蔵タンク１１の外部に排出させるための排出ポンプ１２と、この排出ポンプ１２で一次
加圧
加圧
　【０１３８】
　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ると見なされるべきである。
　【０１３９】
　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
加圧
加圧
加圧
　【０１４０】
　副エンジンであるＤＦエンジンに燃料ガスを供給するためのＬＮＧ副供給ラインＬ２４はＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐される。さらに詳しくは、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４は、高圧ポンプ４３で
加圧
　【０１４１】
　一方、図１３ではＬＮＧ副供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の上流側でＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐するものであると示しているが、変形例によれば、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の下流側でＬＮＧ主供給ラインＬ２３から分岐するものに変形され得る。ただし、ＬＮＧ供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の下流側で分岐する場合は、ＬＮＧの圧力が高圧ポンプ４３によって上昇した状態であるため、副エンジンに燃料としてのＬＮＧを供給する前に減圧手段によって副エンジンで要求する圧力にＬＮＧの圧力を下降させる必要がある。図１３に示す実施形態と同様に、ＬＮＧ副供給ラインＬ２４が高圧ポンプ４３の上流側で分岐する場合は追加の減圧手段を設置する必要がないという点で有利である。
　【０１４２】
　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。
　【０１４３】
　上記のように、ＬＮＧの場合は、メタン含有量がボイルオフガスに比べて相対的に低いのでＤＦエンジンで要求するメタン価も低く、産地によってＬＮＧを構成する炭化水素成分（メタン、エタン、プロパン、ブータン等）の比率が異なるため、そのまま気化させて燃料としてＤＦエンジンに供給することには適していない。
　【０１４４】
　メタン価を調節するために、ＬＮＧは気化器４５で加熱されて部分的にのみ気化される。部分的に気化されて気体状態（すなわち、天然ガス）と液体状態（すなわち、ＬＮＧ）とが混合された状態の燃料ガスは気液分離器４６に供給され、気体と液体とに分離される。発熱量の高い重炭化水素（ＨＨＣ）成分の気化温度が相対的に高いため、部分的に気化された燃料ガスで気化されないまま残っている液体状態のＬＮＧには重炭化水素成分の比率が相対的に高くなる。したがって、気液分離器４６で液体成分を分離することによって、すなわち重炭化水素成分を分離することによって、燃料ガスのメタン価は高くなることができる。
　【０１４５】
　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。気化器４５での加熱温度は約−８０℃乃至−１２０℃の範囲内で定めることができる。気液分離器４６で燃料ガスから分離された液体成分は液体成分復帰ラインＬ２５を介して貯蔵タンク１１に戻される。ボイルオフガス復帰ラインＬ３と液体成分復帰ラインＬ２５とは合流した後、貯蔵タンク１１まで延長され得る。
　【０１４６】
　メタン価が調節された燃料ガスはＬＮＧ副供給ラインＬ２４を介してヒータ４７に供給され、副エンジンで要求する温度にさらに加熱された後、副エンジンに燃料として供給される。副エンジンが、例えば、ＤＦＤＧである場合、要求されるメタン価は、一般に８０以上である。例えば、一般的なＬＮＧ（通常、メタン：８９．６％、窒素：０．６％）の場合、重炭化水素成分を分離する前のメタン価は７１．３であり、その時のＬＨＶ（ｌｏｗｅｒ　ｈｅａｔｉｎｇ　ｖａｌｕｅ）は４８，８７２．８ｋＪ／ｋｇ（１　ａｔｍ、ｓａｔｕｒａｔｅｄ　ｖａｐｏｒ基準）である。この一般的なＬＮＧを７ｂａｒａに加圧した後、−１２０℃まで加熱して重炭化水素成分を除去すると、メタン価は９５．５まで高くなり、その時のＬＨＶは４９，２６５．６ｋＪ／ｋｇである。
　【０１４７】
　本実施形態によれば、エンジン（主エンジン及び副エンジン）に燃料ガスを供給する経路が２つからなる。すなわち、燃料ガスは、圧縮機１３を介して圧縮された後、エンジンに供給されることもでき、高圧ポンプ４３を介して
加圧
　【０１４８】
　特に、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ　ＲＶなどのような船舶は、ＬＮＧを生産地から消費地へ輸送するために使用されるので、生産地から消費地へ運航する時は貯蔵タンクにＬＮＧを満タンに積載した積載（Ｌａｄｅｎ）状態で運航し、ＬＮＧを荷役した後、再度生産地に戻る時は貯蔵タンクがほぼ空のバラスト（Ｂａｌｌａｓｔ）状態で運航する。積載状態ではＬＮＧの量が多いので相対的にボイルオフガス発生量も多く、バラスト状態ではＬＮＧの量が少ないので相対的にボイルオフガス発生量も少ない。
　【０１４９】
　貯蔵タンクの容量、外部温度などの条件に応じて多少差があるが、例えば、ＬＮＧの貯蔵タンク容量が約１３０，０００乃至３５０，０００の場合に発生するボイルオフガスの量は、積載時は約３乃至４ｔｏｎ／ｈで、バラスト時は約０．３乃至０．４ｔｏｎ／ｈである。また、エンジンで要求する燃料ガスの量は、ＭＥＧＩエンジンの場合は約１乃至４ｔｏｎ／ｈ（平均約１．５ｔｏｎ／ｈ）で、ＤＦエンジン（ＤＦＤＧ）の場合は約０．５ｔｏｎ／ｈである。一方、最近では、貯蔵タンクの断熱性能が向上するとともに、ＢＯＲ（Ｂｏｉｌ　Ｏｆｆ　Ｒａｔｅ）が次第に低くなる傾向にあるため、ＢＯＧの発生量も減少する傾向にある。
　【０１５０】
　したがって、本実施形態の燃料ガス供給システムのように圧縮機ライン（すなわち、図１３でのＬ１及びＬ８）と高圧ポンプライン（すなわち、図１３でのＬ２３及びＬ２４）とが共に備えられている場合、ボイルオフガスの発生量が多い積載状態では、圧縮機ラインを介してエンジンに燃料ガスを供給し、ボイルオフガスの発生量が少ないバラスト状態では、高圧ポンプラインを介してエンジンに燃料ガスを供給することが好ましい。
　【０１５１】
　一般に、ＭＥＧＩエンジンで要求する１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧まで圧縮機によって気体（ＢＯＧ）を圧縮するために必要なエネルギーはポンプによって液体（ＬＮＧ）を
加圧
　【０１５２】
　一方、バラスト状態のように、貯蔵タンクで発生するボイルオフガスの量がＭＥ−ＧＩエンジンで要求する燃料量に満たない場合、多段圧縮機でボイルオフガスをＭＥ−ＧＩエンジンで要求する高圧まで圧縮させることなく、多段圧縮される途中にＢＯＧ副供給ラインＬ８を介してボイルオフガスを分岐させてＤＦエンジンで燃料として使用することが効率的であり得る。すなわち、例えば、５段圧縮機のうち２段の圧縮シリンダのみを経てボイルオフガスをＤＦエンジンに供給する場合、残りの３段の圧縮シリンダは空回転される。５段圧縮機全体を駆動させてボイルオフガスを圧縮させる場合に要求される電力は２ＭＷであるが、一方で２段まで使用し、残りの３段を空回転させる場合に要求される電力は６００ｋＷで、高圧ポンプを介してＭＥ−ＧＩエンジンに燃料を供給する場合、要求される電力は１００ｋＷである。したがって、バラスト状態のように、ＢＯＧ発生量がＭＥ−ＧＩエンジンでの燃料必要量より少ない場合は、ＢＯＧはＤＦエンジンなどで全量消費し、高圧ポンプを介してＬＮＧを燃料として供給することがエネルギー効率の側面で有利である。
　【０１５３】
　しかし、必要に応じては、ＢＯＧ発生量がＭＥ−ＧＩエンジンでの燃料必要量より少ない場合も圧縮機を介してＢＯＧをＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給しながら不足した量だけのＬＮＧを強制気化させて供給することもできる。一方、バラスト状態ではＢＯＧの発生量が少ないので、ＢＯＧを発生する度に排出させて消費する代わり、貯蔵タンクが所定の圧力に到達するまでＢＯＧを排出させず集めておき、間歇的に排出させてＤＦエンジン又はＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給することもできる。
　【０１５４】
　バラスト状態で、船舶のエンジン（ＤＦエンジン又はＭＥ−ＧＩエンジン）は、圧縮機１３によって圧縮されたＢＯＧと高圧ポンプ４３によって
加圧
加圧
　【０１５５】
　ボイラー、ガスタービン、低圧ＤＦエンジンなどのように低圧の燃料を供給されて使用する低圧エンジンの場合、平常時は貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを燃料として使用し、ボイルオフガスの量が燃料必要量より少ない時は、ＬＮＧを強制的に気化させてボイルオフガスとともに燃料として使用する燃料供給システムが開発されていた。このような燃料供給システムは、船舶に低圧エンジンのみが設置された場合に限定される。自然的に発生したボイルオフガスと強制気化させたＬＮＧとは発熱量（ｈｅａｔｉｎｇ　ｖａｌｕｅ）、メタン価（ｍｅｔｈａｎｅ　ｎｕｍｂｅｒ）などが互いに異なるため、１つのエンジンにボイルオフガスと強制気化されたＬＮＧとを混合して共に供給する場合、燃料の成分、すなわち熱量が変化しつづけることによってエンジンの出力が変化しエンジンの運転が非常に難しい問題がある。ＬＮＧ運搬船のような貨物船の場合、貨物を積んで運航する積載（Ｌａｄｅｎ）運航時には比較的十分な量のボイルオフガスが発生するが、貨物を下ろした後戻るバラスト運航時にはボイルオフガスの量が不足してＬＮＧを強制的に気化させて使用する必要があるため、全体運航期間の略半分に該当するバラスト運航時にはエンジンの出力変化などの問題が持続的に発生する。
　【０１５６】
　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いう点において、低圧エンジンのみが装着された場合の燃料供給システムとは顕著な差が存在する。
　【０１５７】
　また、本発明の場合は、ボイルオフガスの発生量が全体エンジンの燃料要求量より少ない時、低圧エンジンに対してのみボイルオフガスを燃料として供給したり、高圧エンジン及び低圧エンジンのいずれに対してＬＮＧを燃料として供給したり、貯蔵タンクにボイルオフガスを集めて一定量が集まるとＬＮＧと交互にエンジンに燃料として供給しているため、１つのエンジンにボイルオフガスと強制気化されたＬＮＧとを混合して共に供給する場合に発生する問題を防止できる。
　【０１５８】
　ただし、本発明の実施形態によるシステムは、必要な場合、圧縮機１３によって圧縮されたＢＯＧと高圧ポンプ４３によって
加圧
　【０１５９】
　また、装備の修理及び交替が容易ではない船舶では、非常時を考慮して重要な設備を２つずつ設置することが要求される（ｒｅｄｕｎｄａｎｃｙ；すなわち、冗長化設計）。すなわち、船舶では、主設備と同じ機能を行うことができる余分の設備を設置し、主設備の正常動作時には余分の設備を待機状態に置き、主設備の故障時にその機能を引き継いで行うことができるように重要な設備を重複設計することが要求される。冗長化設計が要求される設備としては、主に回転駆動される設備、例えば、圧縮機やポンプなどを挙げることができる。
　【０１６０】
　このように、船舶には、普段は使用されないが、単に冗長性の要求条件のみを満たすために各種設備が二重に設置される必要があるが、２つの圧縮機ラインを使用する燃料ガス供給システムは、圧縮機の設置に多くのコスト及び空間が必要になり、使用時に多くのエネルギーが消耗される問題があり、２つの高圧ポンプラインを使用する燃料ガス供給システムは、ボイルオフガスの処理（すなわち、再液化）に多くのエネルギーが消耗される問題があり得る。それに比べ、圧縮機ライン及び高圧ポンプラインを共に設置した本発明の燃料ガス供給システムは、いずれか一方の供給ラインに問題が発生しても他方の供給ラインを介して正常な運航を続けることができ、圧縮機ラインを１つのみ設置した場合は高価の圧縮機を少なく使用しながらボイルオフガスの発生量によって最適の燃料ガス供給方式を適切に選択して運用することができ、最初の建造時のコストだけでなく、運用コストも節減できるようになるという追加的な効果が得られる。
　【０１６１】
　図１３に示すように、本発明の一実施形態によって液化ガス処理システムとハイブリッド燃料ガス供給システムとが結合された場合、ＬＮＧ運搬船の貨物（すなわち、ＬＮＧ）の運搬時に発生するボイルオフガスを、エンジンの燃料として使用または再液化させて再度貯蔵タンクに戻して貯蔵することができるため、ＧＣＵなどで消耗して捨てられるボイルオフガスの量を減少または無くすことができるようになり、窒素など別途の冷媒を使用する再液化装置を設置する必要なく、ボイルオフガスを再液化して処理できるようになる。
　【０１６２】
　本実施形態によれば、貯蔵タンクの容量が大きくなってボイルオフガスの発生量は多くなり、エンジンの性能が改善されることに伴い、必要な燃料量は減少する最近の傾向にもかかわらず、エンジンの燃料として使用した後の残りのボイルオフガスは再液化させて再度貯蔵タンクに戻すことができるため、ボイルオフガスの浪費を防止できるようになる。
　【０１６３】
　特に、本実施形態による液化ガス処理システム及び処理方法によれば、別途の冷媒を使用する再液化装置（すなわち、窒素冷媒冷凍サイクルや混合冷媒冷凍サイクル等）を設置する必要がないので、冷媒を供給及び貯蔵するための設備を追加的に設置する必要がなく、全体システムを構成するための初期設置コスト及び運用コストを節減できる。
　【０１６４】
　本発明は、上記実施形態に限定されず、本発明の技術的要旨から逸脱しない範囲内で様々に修正又は変形されて実施できることは本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者に自明である。
（５７）【特許請求の範囲】
　【請求項１】
　ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、
　前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを
加圧
　前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに
加圧
　前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させることを特徴とする船舶の液化ガス処理方法。
　【請求項２】
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、
　前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧは複数個の前記圧縮シリンダのうち一部の圧縮シリンダによって圧縮された後、前記副エンジンに燃料として供給されることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
　【請求項３】
　前記貯蔵タンクで発生するＢＯＧ及び強制気化されたＬＮＧを前記高圧圧縮機に供給して圧縮させた後、前記主エンジン及び前記副エンジンのうち少なくとも１つに燃料として供給することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
　【請求項４】
　前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを前記副エンジンに供給する時、ＬＮＧのメタン価を前記副エンジンで要求する値に合わせるためにＬＮＧから重炭化水素成分を分離することを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
　【請求項５】
　前記熱交換させた後のＢＯＧの減圧を膨張バルブまたは膨脹機により行うことを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
　【請求項６】
　前記液化されたＢＯＧを気液分離器に供給して気体成分と液体成分とに分離し、
　前記気体成分を前記貯蔵タンクから排出されて前記高圧圧縮機に移送されるＢＯＧに合流させることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。
　【請求項７】
　前記気液分離器に供給される液化されたＢＯＧを、冷却器により前記気体成分と熱交換させて冷却することを特徴とする請求項６に記載の船舶の液化ガス処理方法。
　【請求項８】
　
ＬＮＧを貯蔵している貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯蔵されているＬＮＧを燃料として使用する主エンジン及び副エンジンとを備えた船舶の液化ガス処理システムによって液化ガスを処理する方法であって、
　
前記液化ガス処理システムは、前記貯蔵タンクで発生したＢＯＧを圧縮して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給する圧縮機ラインと、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを加圧して前記主エンジン及び前記副エンジンに燃料として供給するポンプラインと、を含み、
　
前記圧縮機ラインは、前記貯蔵タンクから発生するＢＯＧを１５０〜４００ｂａｒａに圧縮する高圧圧縮機を含み、前記ポンプラインは、前記貯蔵タンクに貯蔵されたＬＮＧを１５０〜４００ｂａｒａに加圧する高圧ポンプを含んで前記高圧圧縮機と前記高圧ポンプとを前記主エンジンと貯蔵タンクとの間に並列に配置し、
　
前記高圧圧縮機によって１５０〜４００ｂａｒａに圧縮されることで超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに燃料として供給されていないＢＯＧを、前記貯蔵タンクから排出されて前記圧縮機に移送される前のＢＯＧと熱交換させた後、減圧して液化させ、
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダを含み、
前記複数個の圧縮シリンダの中に潤滑油方式で作動するものとオイルフリー方式で作動するものとを含み、
ＢＯＧ
る船
　【請求項９】
　前記高圧圧縮機は、複数個の圧縮シリンダと１つ以上の中間冷却機とを含み、
　前記中間冷却機により、前記圧縮シリンダで圧縮されることで温度上昇した
ＢＯＧ
　【請求項１０】
　前記超臨界状態となったＢＯＧのうち前記主エンジンに供給されていないＢＯＧは、熱交換及び減圧されたことで、別途の冷媒を使用する再液化装置を使わないで液化されることを特徴とする請求項１に記載の船舶の液化ガス処理方法。