【事件の表示】
　特許第５８１９３７４号発明「ＬＮＧ燃料供給システム」の特許異議申立事件について、次のとおり決定する。
【結　論】
　特許第５８１９３７４号の請求項１ないし１１に係る特許を維持する。
【理　由】
第１　手続の経緯
　特許第５８１９３７４号の請求項１ないし１１に係る特許（以下、「請求項１ないし１１に係る特許」という。）についての出願（以下、「本件出願」という。）は、平成２５年９月１９日（パリ条約による優先権主張２０１３年４月２４日、大韓民国）に特許出願され、平成２７年１０月９日にその特許権の設定登録がされ、その後、その特許に対し、平成２８年５月２４日に特許異議申立人 北島　亮二（以下、単に「特許異議申立人」という。）により特許異議の申立てがされたものである。
第２　本件発明
　請求項１ないし１１に係る特許に係る発明（以下、順に「本件発明１」などという。）は、それぞれ、本件出願の願書に添付した特許請求の範囲の請求項１ないし１１に記載された事項により特定される次のとおりのものである。
「【請求項１】
　燃料貯蔵タンクからエンジンまで連結され、圧力測定センサーが具備される燃料供給ラインと、
　前記燃料供給ライン上に具備され、前記燃料貯蔵タンクから排出された燃料を加圧するポンプと、
　前記ポンプと前記エンジンとの間の前記燃料供給ライン上に具備され、前記ポンプから排出された燃料を加熱する熱交換器と、
　前記燃料供給ライン上で前記熱交換器の前端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する第１回収ラインと、
　前記燃料供給ライン上で前記熱交換器の後端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する第２回収ラインと
を含み、
　前記圧力測定センサーにより燃料の圧力が一定の圧力以上に感知される場合、前記第１回収ラインまたは前記第２回収ラインを介して燃料が回収され、
　前記一定の圧力は、第１設定値と第２設定値とを含み、
　前記圧力測定センサーによって前記第１設定値以上の圧力が感知されると、前記第１回収ラインが開放され、
　前記圧力測定センサーによって前記第２設定値以上の圧力が感知されると、前記第２回収ラインが開放されることを特徴とするＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項２】
　前記第１回収ラインと前記第２回収ラインは、前記燃料貯蔵タンクと連結され、燃料を前記燃料貯蔵タンクに回収することを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項３】
　前記第１回収ラインと前記第２回収ラインの下流に具備される補助タンクをさらに含むことを特徴とする請求項２に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項４】
　前記補助タンクは、気液分離器であることを特徴とする請求項３に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項５】
　前記第１回収ライン上に具備され、燃料の移動量を調節する上流過圧安全バルブと、
　前記第２回収ライン上に具備され、燃料の移動量を調節する下流過圧安全バルブと、
　を含むことを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項６】
　前記一定の圧力は、第１設定値と第２設定値とを含み、
　前記圧力測定センサーによって前記第１設定値以上の圧力が感知されると、前記上流過圧安全バルブは前記第１回収ラインを開放させ、
　前記圧力測定センサーによって前記第２設定値以上の圧力が感知されると、前記下流過圧安全バルブは前記第２回収ラインを開放させることを特徴とする請求項５に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項７】
　前記第２設定値は、前記第１設定値よりも大きいことを特徴とする請求項６に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項８】
　前記第１設定値は、前記エンジンの要求圧力よりも５ｂａｒ高い圧力値であり、
　前記第２設定値は、前記エンジンの要求圧力よりも１０ｂａｒ高い圧力値であることを特徴とする請求項７に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項９】
　前記ポンプは、前記燃料貯蔵タンクから排出された燃料を２００ｂａｒないし４００ｂａｒで加圧する高圧ポンプを含むことを特徴とする請求項１なし８のいずれか１項に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項１０】
　前記ポンプは、前記燃料貯蔵タンクと前記高圧ポンプとの間の前記燃料供給ライン上に具備され、
　前記燃料貯蔵タンクから排出された燃料を加圧して前記高圧ポンプに供給するブースティングポンプをさらに含むことを特徴とする請求項９に記載のＬＮＧ燃料供給システム。
【請求項１１】
　前記ブースティングポンプは、前記燃料貯蔵タンクから排出された燃料を１ｂａｒないし２５ｂａｒで加圧することを特徴とする請求項１０に記載のＬＮＧ燃料供給システム。」
第３　特許異議申立ての理由
　特許異議申立人は、証拠方法として、次に示す甲第１ないし３号証を提出し、概ね以下の理由を主張している。
１　証拠方法
（１）甲第１号証：特表２０１４−５１５０７２号公報
（２）甲第２号証：特開２００５−３２４７８９号公報
（３）甲第３号証：特表２０１１−５２００８１号公報
２　理由（特許法第２９条第２項について）の概要
２−１　各理由
（１）理由１
　本件発明１は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由１」という。）。
（２）理由２
　本件発明２は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由２」という。）。
（３）理由３
　本件発明３は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由３」という。）。
（４）理由４
　本件発明４は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由４」という。）。
（５）理由５
　本件発明５は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由５」という。）。
（６）理由６
　本件発明６は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由６」という。）。
（７）理由７
　本件発明７は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由７」という。）。
（８）理由８
　本件発明８は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由８」という。）。
（９）理由９
　本件発明９は、甲第１号証に記載された発明及び甲第２号証に記載された技術に基づいて、当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由９」という。）。
（１０）理由１０
　本件発明１０は、甲第１号証に記載された発明、甲第２号証に記載された技術及び甲第３号証に記載された技術に基づいて当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由１０」という。）。
（１１）理由１１
　本件発明１１は、甲第１号証に記載された発明、甲第２号証に記載された技術及び甲第３号証に記載された技術に基づいて当業者が容易に発明することができたものである（以下、「理由１１」という。）。
２−２　まとめ
　本件発明１ないし１１は、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ものであり、請求項１ないし１１に係る特許は、特許法第１１３条第２号に該当し、取り消されるべきものである。
第４　当審の判断
　本件出願は、パリ条約による優先権主張を伴う特許出願であって、優先日が２０１３年（平成２５年）４月２４日であるところ、甲第１号証は、本件出願の優先日後の平成２６年６月２６日に日本国内において公表されたものであるから、甲第１号証に記載された発明は、特許法第２９条第１項各号に掲げるいずれの発明にも該当しない。
　したがって、甲第１号証に記載された発明に基づいて、本件発明１ないし１１が特許法第２９条第２項の規定により特許を受けることができないとすることはできないから、特許異議申立人の主張する理由１ないし１１はいずれも理由がないものであり、請求項１ないし１１に係る特許は、特許法第１１３条第２号に該当せず、取り消すことはできない。
　また、本件出願の審査手続における平成２６年７月４日付け拒絶理由通知には、国際公開第２０１２／１２８４４７号が引用されていることから、仮に、甲第１号証である特表２０１４−５１５０７２号公報は、国際公開第２０１２／１２８４４７号の翻訳文として提出されたものであって、国際公開第２０１２／１２８４４７号が甲第１号証として提出されたものとして、理由１ないし１１について以下に検討する。
１　理由１について
（１）甲第１号証
ア　甲第１号証の記載事項
　本件出願の優先日前に頒布された刊行物である国際公開第２０１２／１２８４４７号（以下、特表２０１４−５１５０７２号公報に代えて「甲第１号証」という。特表２０１４−５１５０７２号公報は翻訳文として参照。）には、「超過ボイルオフガス消費手段を備えた高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システム」に関して、図面とともに次の事項が記載されている（但し、甲第１号証については、段落番号のみを示す。甲第１号証の記載内容については、翻訳文を参照。）。
（ア）「［１］　・・・中略・・・
［９］　・・・略・・・　．」（段落［１］ないし［９］）
＜翻訳文＞
「【０００１】
  本発明は、高圧天然ガス噴射エンジンのための燃料供給システムに関し、さらに詳しくは、高圧天然ガス噴射エンジンで燃料として必要とするボイルオフガスの量より多い量のボイルオフガスが発生した場合、ボイルオフガス発生量とボイルオフガス必要量との差に相当する超過ボイルオフガスを消費できる超過ボイルオフガス消費手段を備えた高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムに関する。
【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消費先に運搬される。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】
　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）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る。また、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。本明細書における海上構造物とは、液化ガス運搬船、ＬＮＧ  ＲＶなどの船舶をはじめとして、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ、ＬＮＧ  ＦＳＲＵなどの構造物まですべてを含む概念である。
【０００６】
　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する。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に継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貯蔵タンク内で継続的に気化してＬＮＧ貯蔵タンク内にボイルオフガス（ＢＯＧ；Ｂｏｉｌ−Ｏｆｆ  Ｇａｓ）が発生する。
【０００７】
　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。
【０００８】
　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。
【０００９】
　ボイルオフガス再液化装置が搭載された従来の海上構造物の場合、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が、再液化作業が行われる前にボイルオフガスを４乃至８ｂａｒａ程度の低圧に圧縮させて再液化装置に供給する。圧縮されたボイルオフガスは、窒素冷凍サイクルを含む再液化装置で超低温に冷却された窒素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。」（段落【０００１】ないし【０００９】）
（イ）「［１７］　・・・中略・・・
［２２］　・・・略・・・　．」（段落［１７］ないし［２２］）
＜翻訳文＞
「【００１７】
　本発明は、上記の従来の問題点を解決するためのもので、高圧天然ガス噴射エンジンで燃料として必要とするボイルオフガスの量より多い量のボイルオフガスが発生した場合、ボイルオフガス発生量とボイルオフガス必要量との差に相当する超過ボイルオフガスを消費できる超過ボイルオフガス消費手段を備えた高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムを提供することを目的とする。
【００１８】
　本願出願人は、従来の高圧ガス噴射エンジンに燃料を供給する方法として、ＭＡＮ  ＢＷ社が提案したガスの圧縮による燃料供給の代わりに、液体（ＬＮＧ）を高圧ポンプで圧縮（ポンピング）した後、これを気化させて燃料に供給する技術を開発して２００７年５月８日付で大韓民国特許庁に出願しており（大韓民国特許出願第１０−２００７−００４４７２７号）、このような技術は船主及びＭＡＮ  ＢＷ社から大きな反響を得ている。
【００１９】
　また、Ｈａｍｗｏｒｔｈｙ社は、本願出願人の上記技術を若干改良して国際公開第２００９／１３６７９３号として出願している。しかし、このような技術が開発された後も、当該分野では、再液化後、タンクへの回送時のフラッシュガスの発生を憂慮してボイルオフガスの再液化時には、低圧範囲（４〜８ｂａｒａ）で圧縮し、それ以上の圧力にボイルオフガスを圧縮することは全く考慮されていなかった。
【００２０】
　このようなＬＮＧの高圧ポンピングの基本技術の開発後、本願出願人は、この技術を実際に適用するにあたり、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生するボイルオフガスを燃料として使用する技術を開発する過程の中で、ボイルオフガスを４〜８ｂａｒａに圧縮して再液化する従来の再液化と異なって、従来の再液化より圧力がさらに高い中圧範囲に加圧（１２乃至４５ｂａｒａ）した状態で再液化し、これを高圧ポンプに供給した場合、再液化に要するエネルギーが大幅に低減されることを見出し、このような発見に基づいて本発明を完成するに至った。
【００２１】
　また、本発明によれば、再液化エネルギーが顕著に減少する長所の他、再液化後の中圧範囲に加圧されたＬＮＧを高圧に圧縮する高圧ポンプの動力消費も減るという点、さらには、再液化後に高圧ポンプで加圧するため、従来のように過冷却（ｓｕｂｃｏｏｌｉｎｇ）する必要がないという点などの長所があることを見出した。」（段落【００１７】ないし【００２１】）
（ウ）「［６４］　・・・中略・・・
［６７］　・・・略・・・　．」（段落［６４］ないし［６７］）
＜翻訳文＞
「【００４４】
　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。
【００４５】
　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運搬船のために、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。
【００４６】
　このようなＭＥ−ＧＩエンジンは、ＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ）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（本明細書における海上構造物とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ  ＲＶなどの船舶をはじめとして、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１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧のガス供給圧力が要求される。
【００４７】
　ＭＥ−ＧＩエンジンのような高圧天然ガス噴射エンジンを搭載した海上構造物の場合も、ＬＮＧ貯蔵タンクで発生するボイルオフガス（Ｂｏｉｌ  Ｏｆｆ  Ｇａｓ；ＢＯＧ）を処理するためには再液化（Ｒｅｌｉｑｕｅｆａｃｔｉｏｎ）装置が依然として必要である。ＭＥ−ＧＩエンジンのような高圧天然ガス噴射エンジンと、ボイルオフガスを処理するための再液化装置とをすべて搭載した従来の海上構造物の場合、ガスと燃料油の価格変化及び排気ガスの規制程度に応じてボイルオフガスを燃料として使用するか、それともボイルオフガスを再液化して貯蔵タンクに送り重油（Ｈｅａｖｙ  Ｆｕｅｌ  Ｏｉｌ；ＨＦＯ）を使用するかを選択できる長所があり、特に、特定の規制を受ける海域を通過する際に簡便にＬＮＧを気化させて燃料として使用できるという長所があり、次世代の環境にやさしいエンジンとして効率が５０％に迫り、今後はＬＮＧ運搬船のメインエンジンとして使用され得る。」（段落【００４４】ないし【００４７】）
（エ）「［８０］　・・・中略・・・
［９２］　・・・略・・・　．」（段落［８０］ないし［９２］）
＜翻訳文＞
「【００５８】
　図３ａは、本発明の第１実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンを有する海上構造物、特に液化天然ガス運搬船の燃料供給システムを示した構成図である。図３ａには、天然ガスを燃料として使用できるＭＥ−ＧＩエンジンを設置したＬＮＧ運搬船に本発明の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムが適用された例が図示されているが、本発明の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムは、液化ガス貯蔵タンクが設置された全ての種類の海上構造物、すなわちＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ  ＲＶのような船舶をはじめとして、ＬＮＧ  ＦＰＳＯ、ＬＮＧ  ＦＳＲＵのような海上プラントに適用され得る。
【００５９】
　本発明の第１実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、液化ガス貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス圧縮部１３で１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）程度の中圧に圧縮された後、再液化装置２０に供給される。再液化装置２０で液化エネルギー、すなわち冷熱を供給されて再液化された液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は高圧ポンプ３３によって１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧気化器３７に供給される。高圧気化器３７で気化されたボイルオフガスは、引き続き高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給される。
【００６０】
　高圧ポンプ３３によって高圧に圧縮された液化ボイルオフガス（すなわち、液化天然ガス）は超臨界圧状態であるため、事実上液相と気相とを区別することができない。しかし、本明細書では、高圧状態で液化ボイルオフガスを周囲温度（又は高圧天然ガス噴射エンジンで要求する温度）まで加熱することを気化させると表現しており、高圧状態で液化ボイルオフガスを周囲温度まで加熱する装置を高圧気化器と表現する。
【００６１】
　貯蔵タンクは、ＬＮＧなどの液化ガスを極低温状態に貯蔵できるように密封壁及び断熱壁を備えているが、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。そのため、
貯蔵タンク１１内では液化ガスの蒸発が継続的に行われ、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Ｌ１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。
【００６２】
　排出されたボイルオフガスは、ボイルオフガス排出ラインＬ１を介してボイルオフガス圧縮部１３に供給される。ボイルオフガス圧縮部１３は、１つ以上のボイルオフガス圧縮機１４、及び該ボイルオフガス圧縮機１４で圧縮されるとともに温度が上昇したボイルオフガスを冷却させるための１つ以上の中間冷却器１５を含む。図３ａでは、５つのボイルオフガス圧縮機１４及び５つの中間冷却器１５を含む５段圧縮のボイルオフガス圧縮部１３が例示されている。
【００６３】
　ボイルオフガス圧縮部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Ｌ２を介して再液化装置２０に供給される。再液化装置２０に供給されたボイルオフガスは、再液化装置２０のコールドボックス２１を通過しながら冷媒によって冷却されて再液化される。再液化装置２０としては、ＬＮＧなどの液化ガスから発生するボイルオフガスなどを液化させることができるものであれば、いかなる構成のものでも使用され得る。
【００６４】
　コールドボックス２１での熱交換を介して再液化されたボイルオフガスは、バッファタンク３１で気体状態と液体状態とに分離され、液体状態の液化ボイルオフガスのみが燃料供給ラインＬ３を介して高圧ポンプ３３に供給される。高圧ポンプ３３は、複数個、例えば２つが並列に設置され得る。
【００６５】
　高圧ポンプ３３では、液化ボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）で要求する燃料供給圧力まで加圧して送出する。高圧ポンプ３３から送出される液化ボイルオフガスは、１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧を有する。
【００６６】
　図３ａに例示された再液化装置２０は、冷媒とボイルオフガスとの熱交換によってボイルオフガスを再液化させるためのコールドボックス２１と、該コールドボックス２１で加熱されて部分的に気化された冷媒を気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための１つ以上の冷媒気液分離器２２と、該冷媒気液分離器２２で分離された気体状態の冷媒を圧縮させるための１つ以上の冷媒圧縮機２３と、冷媒圧縮機２３で圧縮された冷媒を冷却させるための冷媒冷却器２４と、冷媒圧縮機２３で圧縮された後、冷媒冷却器２４で冷却された冷媒を膨脹させて温度を下げる冷媒膨脹バルブ２５と、冷媒気液分離器２２で分離された液体状態の冷媒を冷媒膨脹バルブ２５に供給するための冷媒ポンプ２６と、を含む。
【００６７】
　冷媒ポンプ２６を介して冷媒膨脹バルブ２５に供給される冷媒は、冷媒膨脹バルブ２５の上流側で冷媒冷却器２４を通過した後、冷媒膨脹バルブ２５に供給される冷媒と混合されることが好ましい。
【００６８】
　一方、冷媒膨脹バルブ２５に供給される冷媒は、膨脹の前にコールドボックス２１を通過しながら膨脹後の極低温状態の冷媒と熱交換され得るように構成されても良い。
【００６９】
　また、冷媒冷却器２４で冷却された冷媒は、他の冷媒気液分離器に供給されて気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離されて処理され得る。そのために、図３ａの再液化装置２０は、それぞれ２つずつの冷媒気液分離器２２、冷媒圧縮機２３、冷媒冷却器２４、及び冷媒ポンプ２６を含むものが例示されているが、これは本発明を限定するものではなく、設計時の必要に応じて設置個数は加減され得る。」（段落【００５８】ないし【００６９】）
（オ）「［１３６］　・・・中略・・・
［１３９］　・・・略・・・　．」（段落［１３６］ないし［１３９］）
＜翻訳文＞
「【０１０８】
　図８ａは、本発明の第３実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）を有する海上構造物の燃料供給システムを示した構成図である。図８ａに示す第３実施形態の燃料供給システムは、上記の第１実施形態の燃料供給システムに比べてボイルオフガスを圧縮させる前に予熱するという点においてのみ異なるので、以下の説明では第１実施形態との相違点を中心に説明する。
【０１０９】
　図８ａに示すように、本発明の第２実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、液化ガス貯蔵タンク１１で発生して排出されたボイルオフガス（ＮＢＯＧ）は、ボイルオフガス圧縮部１３で１２乃至４５ｂａｒａ（絶対圧）程度の中圧に圧縮された後、再液化装置２０に供給される前にボイルオフガス圧縮部１３の上流側に設置されたボイルオフガス予熱器４１に供給される。ボイルオフガス圧縮部１３で約１２乃至４５ｂａｒａに圧縮されて中間冷却器１５を介して４０℃程度に冷却されたボイルオフガスは、ボイルオフガス予熱器４１で液化ガス貯蔵タンク１１から排出された極低温のボイルオフガスと熱交換されることによって冷却された後、再液化装置２０に供給される。
【０１１０】
　第３実施形態によれば、再液化装置２０に供給されるボイルオフガスの温度をボイルオフガス予熱器４１によって下げることができ、コールドボックス２１での熱負荷を減少させることができる。また、ボイルオフガス圧縮部１３に供給される極低温状態のボイルオフガスと、ボイルオフガス圧縮部１３で圧縮された相対的に温度の高いボイルオフガスとを、ボイルオフガス圧縮部１３の上流側に位置したボイルオフガス予熱器４１で熱交換することで、ボイルオフガス圧縮部に供給されるボイルオフガスの温度を上昇させ、ボイルオフガス圧縮部（すなわち、ボイルオフガス圧縮機）の入口温度を一定に維持できるようになる。
【０１１１】
　ボイルオフガス圧縮部１３で圧縮された後、ボイルオフガス予熱器４１を通過したボイルオフガスは、上記の第１実施形態の燃料供給システムのように再液化装置２０に供給される。さらに、再液化装置２０で液化エネルギー、すなわち冷熱を供給されて再液化された液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、高圧ポンプ３３によって１５０乃至４００ｂａｒａ程度の高圧に圧縮された後、高圧気化器３７に供給される。高圧気化器３７で気化されたボイルオフガスは、引き続き高圧天然ガス噴射エンジン、例えばＭＥ−ＧＩエンジンに燃料として供給される。」（段落【０１０８】ないし【０１１１】）
（カ）「［１４７］　・・・中略・・・
［１５６］　・・・略・・・　．」（段落［１４７］ないし［１５６］）
＜翻訳文＞
「【０１１７】
　図９ａは、本発明の第４実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン（例えばＭＥ−ＧＩエンジン）を有する海上構造物の燃料供給システムを示した構成図である。図９ａに示す第４実施形態の燃料供給システムは、上記の第３実施形態の燃料供給システムに比べて超過ボイルオフガスを処理するための超過ボイルオフガス消費手段、すなわち二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）と、安定した燃料供給のための手段、すなわちＬＮＧ供給ラインとが追加されたという点において異なるので、以下の説明では第２実施形態との相違点を中心に説明する。
【０１１８】
　ここで、超過ボイルオフガスとは、高圧ガス噴射エンジンで必要とする液化ボイルオフガス量より多いボイルオフガスを意味する。超過ボイルオフガスが発生する場合は、高圧ガス噴射エンジンが運転中であってもボイルオフガスの発生量が多いか、高圧ガス噴射エンジンが低速で運転しているか、又は運転をしていない場合（例えば入港するか、運河を通過する場合）に発生し得る。
【０１１９】
　本発明の第４実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、高圧天然ガス噴射エンジンの負荷が減るか、又は発生したボイルオフガスの量が多い場合、超過液化ボイルオフガス（ＬＢＯＧ）は、バッファタンク３１の下流で燃料供給ラインＬ３から分岐するＬＢＯＧ復帰ラインＬ４に設置されるＬＢＯＧ膨脹バルブ５１を介して減圧され、減圧過程で発生するフラッシュガスを含むＬＢＯＧは、気液分離器を介して液体成分（ＬＢＯＧ）と気体成分（フラッシュガス）とに分離された後、液体成分はＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を介して貯蔵タンク１１に戻される。
【０１２０】
　さらに詳しくは、ＬＢＯＧ膨脹バルブ５１で減圧されてフラッシュガスを含むＬＢＯＧは、ＬＢＯＧ気液分離器５３に供給されて液体成分と気体成分とに分離され、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された気体成分（すなわち、フラッシュガス）は、燃料ガス供給ラインＬ６を介して、発電などのために海上構造物内に設置され得る超過ボイルオフガス消費手段、すなわち二元燃料ディーゼル機関（ＤＦＤＥ）に燃料として供給される。二元燃料ディーゼル機関に供給される燃料ガスの圧力は、燃料ガス供給ラインＬ６の途中におけるＬＢＯＧ気液分離器５３の下流側に設置される圧力調節バルブによって調節されることができ、燃料ガス供給ラインＬ６の途中に設置される燃料ガスヒータ５５で燃料ガスの温度は二元燃料ディーゼル機関で要求する温度まで加熱され得る。また、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された液体成分は、ＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を介して貯蔵タンクに戻される。
【０１２１】
　この時、二元燃料ディーゼル機関に対する燃料ガス供給圧力は、一般に５乃至８ｂａｒａ程度であるため、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された液体成分の圧力が依然として常圧より高い場合がある。この場合、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された液体成分（すなわち、ＬＢＯＧ）は、他のＬＢＯＧ膨脹バルブ５２を介して追加的に減圧され、引き続き他のＬＢＯＧ気液分離器５４に供給されて液体成分（ＬＢＯＧ）と気体成分（フラッシュガス）とに分離された後、常圧の液体成分は、ＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を介して貯蔵タンク１１に戻される。他のＬＢＯＧ気液分離器５４で分離された気体成分は、他の超過ボイルオフガス消費手段としてのガス燃焼装置（ＧＣＵ；Ｇａｓ  Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ  Ｕｎｉｔ）に供給されて燃焼されることによって消費され得る。
【０１２２】
　一方、二元燃料ディーゼル機関に供給される燃料が不足した場合、高圧天然ガス噴射エンジン（すなわち、ＭＥ−ＧＩ）に燃料を供給する燃料供給ラインＬ３から分岐されて二元燃料ディーゼル機関（すなわち、ＤＦＤＥ）に燃料を供給する燃料ガス供給ラインＬ６に連結される分岐ラインＬ５を介して二元燃料ディーゼル機関に燃料が追加的に供給され得る。分岐ラインＬ５には圧力降下のためにバルブが設置される。
【０１２３】
　また、ボイルオフガス再液化装置が作動しない、または貯蔵タンク１１で発生するボイルオフガスの量が少ない場合、貯蔵タンク１１内に設置されたＬＮＧ供給ポンプ５７及びＬＮＧ供給ラインＬ７を介して貯蔵タンク１１に収容されたＬＮＧをバッファタンク３１に供給することによって燃料を供給できる。
【０１２４】
このように、二元燃料ディーゼル機関は、圧力差によって貯蔵タンク１１に戻される途中のＬＢＯＧから発生し得るフラッシュガスを処理できるフラッシュガス処理手段として機能するようになる。
【０１２５】
　一方、図面には示していないが、ＬＢＯＧ気液分離器５３で分離された気体成分は、二元燃料ディーゼル機関の代わりにガスタービンや、ボイラーなどのような消費先に供給されて燃料として使用され得る。また、この気体成分は、大気中に天然ガスを放出するガス放出装置や、大気中で燃焼させるガス燃焼装置（例えばフレアタワー）などに供給されて処理され得る。この時、二元燃料ディーゼル機関、ガスタービン、ボイラー、ガス放出装置やフレアタワーなどは超過ボイルオフガス消費手段（フラッシュガス処理手段）に含まれ、このような超過ボイルオフガス消費手段に供給される気体成分は、燃料ガスヒータ５５で加熱され得る。
【０１２６】
　ボイルオフガス圧縮部１３で１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮された後、再液化装置２０で液化されたボイルオフガスをＭＥ−ＧＩエンジンのような高圧天然ガス噴射エンジンですべて消費できない場合は、中圧状態の液化したボイルオフガスを貯蔵タンク１１に戻す必要がある。例えば、本発明者らは、貯蔵タンク１１の圧力は常圧状態であるため、液化したボイルオフガスを貯蔵タンクに供給する前に圧力を下げる必要があるが、圧力を下げる過程でフラッシュガスが発生するという点を認識してフラッシュガスを処理できる手段、すなわち超過ボイルオフガス消費手段を備えた燃料供給システムを発明した。このように、本発明によれば、上記のようなフラッシュガスを処理できる手段、すなわち超過ボイルオフガス消費手段が具備されているため、再液化装置に供給されるボイルオフガスを１２乃至４５ｂａｒａ程度の中圧に圧縮して供給でき、それにより再液化時のエネルギー消耗量を低減できるようになる。」（段落【０１１７】ないし【０１２６】）
イ　上記ア及び図面の記載から分かること
（ア）上記ア（ア）ないし（カ）及び図９ａの記載によれば、甲第１号証には、高圧天然ガス噴射エンジン用燃料システムが記載されていることが分かる。
（イ）上記ア（エ）、（オ）及び（カ）並びに図９ａの記載（特に、上記ア（エ）の記載）によれば、甲第１号証に記載された高圧天然ガス噴射エンジン用燃料システムにおいて、液化ガス貯蔵タンク１１から高圧天然ガス噴射エンジンＭＥ−ＧＩまで連結される燃料供給ラインＬ３を含むことが分かる。
（ウ）上記ア（エ）、（オ）及び（カ）並びに図９ａの記載（特に、上記ア（エ）及び（オ）の記載）によれば、甲第１号証に記載された高圧天然ガス噴射エンジン用燃料システムにおいて、燃料供給ラインＬ３上に具備され、前記液化ガス貯蔵タンク１１から排出された液化天然ガスを加圧する高圧ポンプ３３を含むことが分かる。
（エ）上記ア（エ）、（オ）及び（カ）並びに図９ａの記載（特に、上記ア（エ）及び（オ）の記載）によれば、甲第１号証に記載された高圧天然ガス噴射エンジン用燃料システムにおいて、高圧ポンプ３３と高圧天然ガス噴射エンジンＭＥ−ＧＩとの間の燃料供給ラインＬ３上に具備され、前記高圧ポンプ３３から排出された液化天然ガスを加熱する高圧気化器３７を含むことが分かる。
（オ）上記ア（エ）、（オ）及び（カ）並びに図９ａの記載（特に、上記ア（カ）の記載）によれば、甲第１号証に記載された高圧天然ガス噴射エンジン用燃料システムにおいて、燃料供給ラインＬ３上で前記高圧ポンプ３３の上流側に具備されて液化天然ガスを前記燃料供給ラインＬ３から回収するＬＢＯＧ復帰ラインＬ４を含むことが分かる。
ウ　甲１発明
　上記ア及び上記イを総合して、本件発明１の表現にならって整理すると、甲第１号証には、次の事項からなる発明（以下「甲１発明」という。）が記載されていると認める。
「液化ガス貯蔵タンク１１から高圧天然ガス噴射エンジンＭＥ−ＧＩまで連結される燃料供給ラインＬ３と、
　前記燃料供給ラインＬ３上に具備され、前記液化ガス貯蔵タンク１１から排出された液化天然ガスを加圧する高圧ポンプ３３と、
　前記高圧ポンプ３３と前記高圧天然ガス噴射エンジンＭＥ−ＧＩとの間の前記燃料供給ラインＬ３上に具備され、前記高圧ポンプ３３から排出された液化天然ガスを加熱する高圧気化器３７と、
　前記燃料供給ラインＬ３上で前記高圧ポンプ３３の上流側に具備されて液化天然ガスを前記燃料供給ラインＬ３から回収するＬＢＯＧ復帰ラインＬ４と、
を含む高圧天然ガス噴射エンジン用燃料システム。」
（２）甲第２号証
ア　甲第２号証の記載事項
　本件出願の優先日前に頒布された刊行物である甲第２号証には、「液化ガスを輸送するための船舶のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置」に関して、図面とともに次の事項が記載されている。
（ア）「【０００１】
　本発明は、液化ガスを輸送するための船舶のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置であって、燃料は船舶における少なくとも１つのタンクの内容物から取り出される装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
　既知のメタンタンカー船において、エネルギ生成ユニットは、プロペラを駆動するためのタービンに供給する蒸気生成ボイラを備えている。蒸気生成ボイラは、その燃料としてガス状の積荷を使用する。熱的に隔離されたタンク内において、メタンは、液体状態にあり、そして液体の水平面の上に位置されるガス相は、１バールから３バールに近い圧力である。
【０００３】
　ボイラに対する燃料供給は、最初に、必要とされる圧力にてボイラのバーナに燃料供給する軸流コンプレッサを経由して面上から直接的に吸い込まれる、液体上のガス状相から行われ、次に、タンクからポンプ送りされ且つ蒸発器に与えられる液状で吸い込まれることによって行われ、蒸発器から出るとき、ガスは、コンプレッサの入口圧力、すなわち約１バール絶対圧力に膨張され、そして自然蒸発によってタンクにおけるガス状相から直接的に到来するガスと共にコンプレッサに送られる。
【０００４】
　ガス状相に置かれているポンプ送りされた液体からの留分は、それ自体における自然蒸発が、船舶の必要エネルギを供給するために充分でないときに採用される。
【０００５】
　そのような装置は、タービンに供給するボイラ以外のエネルギ生成ユニットに、ガス状燃料を供給するために使用され得る。仏国特許第２７２７６０号明細書は、例えば、それら自体が、プロペラに結合された電気モータに給電する、交流発電機を駆動するエンジンにガス状燃料を供給するような装置を説明している。
【０００６】
　仏国特許第２８３７７８３号明細書は、特にコンプレッサの動力を低減することを可能とする配備を提案しており、これは、液化ガスタンカー船のエネルギ生成ユニットに、船のタンクの１つの内容物からガス状燃料を供給するための装置を説明している。タンクは、液化ガスおよび液体−蒸気界面表面を覆う気相でのガスを収容している。その配備は、まず、モータによって駆動され、且つ液体表面上のタンクから気相でガスを引き込むその入口を、エネルギ生成ユニットに供給するためのマニホールド内に与えるコンプレッサからの出口と共に有する、コンプレッサを備える。その配備は、タンクの底に沈められ且つ蒸発器の入口にパイプを経由して結合されたポンプをさらに備えており、蒸発器の出口がマニホールドに結合されている。その配備は、液体をタンクに戻すためのパイプをさらに含んでおり、パイプには調節バルブが設けられ、且つポンプを蒸発器に結合するパイプに結合されている。
【０００７】
　その配備においては、コンプレッサは、エネルギ生成ユニットへの入口における圧力をある一定の値より上に維持するための設定値に基づいて安定化される。もしも、マニホールドにおけるガスの圧力が、設定値よりも下に下がったら、コンプレッサは、その圧力が、上昇して設定値よりも上に戻るまで、さらなるガスをマニホールド内に供給すべく操作される。また、蒸発器も、タンク内において測定される、一定のガス圧力を維持するための設定値に基づいて制御される。もしも、タンク内のガスの圧力が、設定値よりも下に下がったら、マニホールドは、蒸発器経由でガスが供給され、それによって、コンプレッサによりタンクから吸い込まれるガスの量が低減され、タンク内における圧力の低下が制限される。また、その配備は、コンプレッサが充分なガスをマニホールド内に与えることを可能とすることによって、可能性のある過剰圧力からタンクを保護するために、タンク内において越えてはいけない高圧力設定値に基づいて調節される、オキシダイザ装置も含んでいる。
【０００８】
　コンプレッサは、コンプレッサ駆動モータの回転の速度に、そしてコンプレッサの入口ブレードの傾斜にも作用する、自動コントローラによって安定化される。コンプレッサの安定化は、タンク内のガスの圧力を考慮していないことが認められるはずである。
【特許文献１】仏国特許第２７２７６０号明細書
【特許文献２】仏国特許第２８３７７８３号明細書
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
　本発明は、特にコンプレッサの調節を最適化し、したがって長時間にわたって改善された性能を確実にすることを可能とする調節のための、新規な配備を提案するものである。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
　したがって、本発明は、液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置であり、燃料は、輸送船の少なくとも１つのタンクから取り出され、タンクは、上記液化ガスおよび液相の上方の空間に気相でのガスを収容する装置であって、この装置は、
 ・  供給パイプを介してタンクから気相でガスを吸い込むのに適するコンプレッサであって、コンプレッサからの出口が、エネルギ生成ユニットに供給するためのマニホールドに連絡するコンプレッサと、
 ・  液化ガスを蒸発器の入口に供給すべく配設されたポンプと、
 ・  コンプレッサのためのレギュレータ手段に結合された自動制御手段と、を備える装置において、蒸発器の出口がマニホールドに結合されており、
　自動制御手段が、供給パイプにおける気相でのガスの流速を測定するための手段と、タンクの上記空間内の気相におけるガスの圧力を測定するための手段とに結合されており、且つコンプレッサの調節を制御する目的で、測定手段によって供給される情報を処理するための手段を含んでいることを特徴とする装置を提供する。」（段落【０００１】ないし【００１０】）
（イ）「【００１６】
　本発明の装置を示す唯一の添付図面を参照して与えられる本発明の一実施形態の説明が、以下に続いている。
【００１７】
　図面を参照すると、メタンタンカー船のような液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットは、図に示されるように、そのタンク１のうちの１つからガス状燃料が供給されるようになっている。タンク１のような複数のタンクが、ガス状燃料を供給するために一緒に使用されるようにすることもできることはいうまでもない。
【００１８】
　そのようなエネルギ生成ユニットは、全体として参照符号２で与えられ、且つ船舶の電気装置のためおよびそれを推進するための供給電力を生成すべく、交流発電機を駆動するディーゼルエンジンを備えていても良いが、その代わりに、プロペラを駆動するための蒸気タービンに供給される蒸気を生成するためのボイラを備える従来のユニットでもあり得る。
【００１９】
　タンク１は、約−１６３℃の液化ガス３を、液体の表面５の上方の空間４内における気相と共に収容している。タンクの圧力は、ほとんど大気圧である。装置は、空間４から気相ガスを引き込むその入口を有し、且つユニット２に供給するためにマニホールド７内に出す出口を有する、コンプレッサ６を備えている。タンクの底に沈められたポンプ８は、液化ガス供給パイプ９を経由して蒸発器１０の入口に結合されており、そして蒸発器からの出口が、マニホールド７に結合されている。
【００２０】
　元のタンク１に導く戻りパイプ１１には、調節された第１の調節バルブ１２が設けられ且つパイプ９上への分岐結合を構成しており、同時に調節されていない第２のバルブ１３は、戻りパイプ１１とパイプ９との間の結合よりも下流のパイプ９上に設置されている。「調節」バルブの語は、調節された可変口径のバルブを意味すべく用いられている。
【００２１】
　調節された第３のバルブ１５が設けられた、過剰圧力を排出するためのパイプ１４も、蒸発器１０からマニホールド７への出口の結合よりも下流において、マニホールド７に結合されており、ときには単に「オキシダイザ」または「焼却炉」と称される、ガスオキシダイザ装置１６に導く。
【００２２】
　クーラ装置２８、２９は、コンプレッサ６にガスを供給するためのパイプ３３上に設置されている。さらに正確には、パイプ３３は、調節されず且つ自動コントローラ２５に結合された、それぞれ２６および２７と参照符号が付された２つのバルブが設けられた２つの分岐結合３３Ａおよび３４によって、部分的に構成されており、そしてクーラ装置は、第１の分岐回路３３Ａ上に設置されている。
【００２３】
　クーラ装置２８、２９は、戻りパイプ１１とパイプ９との間の結合よりも下流に設置された分岐パイプ３５によって液化ガス供給パイプ９に結合されており、このパイプ３５には、調節バルブ３２が設けられている。
【００２４】
　図示されていないモータによって駆動されるコンプレッサ６は、２つのアイテムの情報、第１にタンク１内、またはコンプレッサに対するガス供給のためのパイプ３３に対する入口における圧力ゲージ１８によって測定されたガス圧力に関する情報、そして第２にパイプ３３内における流量計１９によって測定されるガス流速についての情報を受信する、コントローラ１７によって動作中に調節される。
【００２５】
　コントローラ１７は、好ましくは、ベーンの揺動のみに作用することによって、すなわち、コンプレッサを駆動するモータの回転の速度に作用することなしに、コンプレッサ６を安定化調節する。仏国特許第２８３７７８３号明細書に記述された従来技術における場合のようにコンプレッサの入口でなく、コンプレッサの出口に設置されることも、これらのベーンにとって有利である。
【００２６】
　蒸発器１０の入口に設置された非調節バルブ１３は、自動コントローラ２０によって、オン−オフ規則を用いて、開または閉状態をとるべく制御される。このコントローラ２０は、圧力ゲージ２１から、その入口において、マニホールド７の内側で測定されるガス圧力についての情報を受信し、バルブ１３だけでなく、調節バルブ１５も制御する。
【００２７】
　他の圧力ゲージ２２は、パイプ９内における液化ガスの圧力を測定し、そしてこの情報は、調節された第１のバルブ１２を制御する第３の自動コントローラ２３に適用される。
【００２８】
　最後に、コンプレッサ６の動作を改善するために、温度センサ２４が、クーラ装置よりも上流で且つパイプ３３内の、ガスの温度を監視するために使用される。必要に応じて、この温度は、タンク１から分岐結合３３Ａ内に液体メタンを注入すべくインジェクタ２８を用いることによって低下され得る。温度情報は、非調節バルブ２６および２７のオン／オフ制御を実行するコントローラ２５に与えられ、バルブ２６および２７の一方が閉じられている間に他方が開くようにする。温度センサ３０は、クーラ装置２８、２９からの出口において温度を測定し、そしてこの情報は、液化ガスがインジェクタ２８に到達し得るように、パイプ９上の分岐パイプ３５内に設置された調節バルブ３２を制御する、例えば比例積分導関数（ＰＩＤ）タイプの、コントローラ３１に送られる。インジェクタ２８からの出口への冷却されたガスは、浮遊状態における液体のいかなる残留飛沫をも除去するために飛沫分離器２９を通過する。
【００２９】
　上述されたとおり、当該装置は、以下のように動作する。
【００３０】
　コンプレッサ６は、連続的に動作し、且つそれと共に空間４に蒸発するガスを連続的に吸い込み、そしてそれを以下に説明されるやり方で調節される速度で行う。
【００３１】
　タンクの外側と内側の間の熱交換条件に依存し、且つタンク内における液体の量に依存して、タンク内の圧力は、いくぶんか変化し且つ調節が次の通り行われる。
【００３２】
　第２のバルブ１３の開または閉位置、およびバルブ１５の０％から１００％の開口が、マニホールド７内でゲージ２１によって測定されたガス圧力の関数として決定される。
【００３３】
　予め決定された圧力Ｐ１に対応する低閾値の下においては、タンク内における自然蒸発が、そのエネルギ要求を船舶に供給するのに不充分であると思われ、そこでバルブ１３が、開状態をとるべく制御される。このことは、タンク１がほぼ空であるとき、またはエネルギ要求が大きいときに起こる。マニホールド７は、それゆえ蒸発器を経由してガスを供給し、そしてこのことは、結果的にマニホールド７内に充分な圧力を維持する。
【００３４】
　タンク１が満杯であるとき、且つその外側との熱交換条件に依存して、２つの状況が生じ得る。第１の状況においては、自然蒸発により空間４から到来するガスの生成は、充分であるが、過剰ではない。この場合コンプレッサ６のみが動作状態にあり、バルブ１３は閉じられている。これは、マニホールド７内の圧力が、高圧閾値Ｐ２よりも下を維持している間に、低圧閾値Ｐ１に到達し且つそれを越えるとすぐに生じる。さもなければ、圧力が高圧力Ｐ２よりも大きな値に到達し、そして自然蒸発による生成が大きくなり過ぎる。そのときは、エネルギ生成ユニット２によって燃焼されない過剰ガスを排出することが必要となり、そしてこの目的のために、バルブ１５は、マニホールド７内における実質的に一定の圧力を、高閾値レベルＰ２に維持するために次第に開かれる。これは、例えばＰＩＤレギュレータタイプのコントローラ２０によって、ゲージ２１によって測定されたように、マニホールド７における圧力の関数として、制御される。バルブ１５は、それからパイプ１４を介してオキシダイザ装置１６にガスを供給する。
【００３５】
　加えて、コンプレッサ６は、それをマニホールド７内に与えるために、タンク内における空間４からガスを連続的に吸い込む。マニホールド内の圧力が高閾値Ｐ２よりも下を保っている限り、コンプレッサは、一定の流速でマニホールドに正常にガスを配給し得て、より詳細には、コンプレッサにガスを供給するためのパイプ３３への入口におけるガスの流速が、設定点の値以上に維持されることを確実にし得る。したがって、ガス圧力が、タンク１における予め決定された設定値よりも上であるとき、タンク内の圧力は、以下に説明されるように、ガス流速を増大させることによって応答させるべくコンプレッサを調節することによって下げられる。この流速における増大は、エネルギ生成ユニット２を経由するか、あるいはオキシダイザ装置１６を経由するかのいずれかによって、排出され、したがってマニホールド７において圧力が過度に上昇するのを回避することができる。
【００３６】
　同時に、蒸発器１０への液化ガス供給圧力は、設定値圧力Ｐ０にサーボ制御され且つ、戻りパイプ１１上の調節された第１のバルブ１２を用いることによって、０％から１００％の範囲内においてバルブ開口がコントローラ２３、例えばＰＩＤタイプのレギュレータによって制御されて、圧力ゲージ２２により測定された通りのパイプ９における圧力の関数として、調整される。この圧力が予め決定された値Ｐ４以下を維持している間、バルブ１２は、閉じたままであり、Ｐ４とそこで全開する予め決定された高い値Ｐ５との間で次第に開いてゆく。」（段落【００１６】ないし【００３６】）
イ　上記ア及び図面の記載から分かること
（ア）上記ア（ア）及び（イ）並びに図１の記載によれば、甲第２号証には、液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置が記載されていることが分かる。
（イ）上記ア（イ）（特に、段落【００１７】ないし【００２７】）及び図１の記載によれば、甲第２号証に記載された液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置において、タンク１からエネルギ生成ユニット２まで連結され、圧力ゲージ２１及び他の圧力ゲージ２２が具備される燃料供給路を含むことが分かる。
（ウ）上記ア（ア）及び（イ）（特に、段落【００１０】及び【００１９】）並びに図１の記載によれば、甲第２号証に記載された液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置において、燃料供給路上に具備され、タンク１から燃料である液化ガス３を供給するポンプ８を含むことが分かる。
（エ）上記ア（ア）及び（イ）（特に、段落【００１０】、【００１７】ないし【００１９】及び【００３３】）並びに図１の記載によれば、甲第２号証に記載された液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置において、ポンプ８とエネルギ生成ユニット２との間の燃料供給路上に具備され、前記ポンプ８から供給された液化ガス３を加熱する蒸発器１０を含むことが分かる。
（オ）上記ア（イ）（特に、段落【００１９】、【００２０】、【００２７】及び【００３６】）及び図１の記載によれば、甲第２号証に記載された液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置において、燃料供給路上で蒸発器１０の前端側に具備されて液化ガス３を前記燃料供給路における供給パイプ９から回収する戻りパイプ１１を含み、他の圧力ゲージ２２によって前記燃料供給路における供給パイプ９についての予め決定された値Ｐ４ を超える圧力が感知されると、前記戻りパイプ１１上の第１のバルブ１２が開かれることが分かる。
（カ）上記ア（イ）（特に、段落【００１７】ないし【００１９】、【００２１】、【００２６】、【００３３】及び【００３４】）及び図１の記載によれば、甲第２号証に記載された液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置において、燃料供給路上で蒸発器１０の後端に具備されてガス状燃料を前記燃料供給路におけるマニホールド７からガスオキシタイザ装置１６に導くパイプ１４を含み、圧力ゲージ２１によって前記燃料供給路におけるマニホールド７についての高圧閾値Ｐ２ 以上の圧力が感知されると、前記パイプ１４上の第３のバルブ１５が開かれることが分かる。
ウ　甲２技術事項
　上記ア及び上記イを総合して、本件発明１の表現にならって整理すると、甲第２号証には、次の事項からなる技術（以下、「甲２技術事項」という。）が記載されていると認める。
「タンク１からエネルギ生成ユニット２まで連結され、圧力ゲージ２１及び他の圧力ゲージ２２が具備される燃料供給路と、前記燃料供給路上に具備され、前記タンク１から燃料である液化ガス３を供給するポンプ８と、前記ポンプ８と前記エネルギ生成ユニット２との間の前記燃料供給路上に具備され、前記ポンプ８から供給された液化ガス３を加熱する蒸発器１０と、を含む液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置において、
　前記燃料供給路上で前記蒸発器１０の前端側に具備されて液化ガス３を前記燃料供給路における供給パイプ９から回収する戻りパイプ１１と、
　前記燃料供給路上で前記蒸発器１０の後端に具備されてガス状燃料を前記燃料供給路におけるマニホールド７からガスオキシタイザ装置１６に導くパイプ１４と
を含み、
　前記他の圧力ゲージ２２によって前記燃料供給路における供給パイプ９についての予め決定された値Ｐ４ を超える圧力が感知されると、前記戻りパイプ１１上の第１のバルブ１２が開かれ、
　前記圧力ゲージ２１によって前記燃料供給路におけるマニホールド７についての高圧閾値Ｐ２ 以上の圧力が感知されると、前記パイプ１４上の第３のバルブ１５が開かれる技術。」
（３）対比
　本件発明１と甲１発明とを、その機能、構成又は技術的意義を考慮して対比する。
・甲１発明における「液化ガス貯蔵タンク１１」は、本件発明１における「燃料貯蔵タンク」に相当し、以下同様に、「高圧天然ガス噴射エンジンＭＥ−ＧＩ」は「エンジン」に、「燃料供給ラインＬ３」は「燃料供給ライン」に、「液化天然ガス」は「燃料」に、「高圧ポンプ３３」は「ポンプ」に、「高圧気化器３７」は「熱交換器」に、「高圧天然ガス噴射エンジン用燃料システム」は「ＬＮＧ燃料供給システム」に、それぞれ相当する。
・甲１発明における「ＬＢＯＧ復帰ラインＬ４」は、本件発明１における「第１回収ライン」又は「第２回収ライン」に、「回収ライン」という限りにおいて一致する。
　そして、甲１発明において、「燃料供給ラインＬ３上で前記高圧ポンプ３３の上流側に具備されて液化天然ガスを前記燃料供給ラインＬ３から回収するＬＢＯＧ復帰ラインＬ４」を含むことは、本件発明１において、「燃料供給ライン上で熱交換器の前端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する第１回収ラインと、前記燃料供給ライン上で前記熱交換器の後端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する第２回収ラインとを含」むことに、「燃料供給ライン上で所定箇所に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する回収ライン」を含むという限りにおいて一致する。
　したがって、両者は、
「燃料貯蔵タンクからエンジンまで連結される燃料供給ラインと、
　前記燃料供給ライン上に具備され、前記燃料貯蔵タンクから排出された燃料を加圧するポンプと、
　前記ポンプと前記エンジンとの間の前記燃料供給ライン上に具備され、前記ポンプから排出された燃料を加熱する熱交換器と、
　前記燃料供給ライン上で所定箇所に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する回収ラインと、
を含むＬＮＧ燃料供給システム。」の点で一致し、以下の点で相違している。
［相違点１］
　本件発明１においては、「燃料供給ライン」に「圧力測定センサー」が具備されるのに対して、甲１発明においては、「燃料供給ラインＬ３」に「圧力測定センサー」が具備されるか否か不明である点（以下「相違点１」という。）。
［相違点２］
　「燃料供給ライン上で所定箇所に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する回収ライン」を含むことに関し、本件発明１においては、「燃料供給ライン上で熱交換器の前端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する第１回収ラインと、前記燃料供給ライン上で前記熱交換器の後端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する第２回収ラインとを含」むのに対して、甲１発明においては、「燃料供給ラインＬ３上で前記高圧ポンプ３３の上流側に具備されて液化天然ガスを前記燃料供給ラインＬ３から回収するＬＢＯＧ復帰ラインＬ４」を含む点（以下「相違点２」という。）。
［相違点３］
　本件発明１においては、「圧力測定センサーにより燃料の圧力が一定の圧力以上に感知される場合、第１回収ラインまたは第２回収ラインを介して燃料が回収され、前記一定の圧力は、第１設定値と第２設定値とを含み、前記圧力測定センサーによって前記第１設定値以上の圧力が感知されると、前記第１回収ラインが開放され、前記圧力測定センサーによって前記第２設定値以上の圧力が感知されると、前記第２回収ラインが開放される」のに対して、甲１発明においては、そのような制御態様を有するものではない点（以下、「相違点３」という。）。
（４）判断
ア　相違点１について
　ポンプから供給ラインを介して機器へ流体を供給する際に、機器が要求する流体の圧力となるように、供給ラインに圧力測定センサーを設け、圧力測定センサーからの信号に基づいてポンプや供給ラインに介在させたバルブ等を制御することは、本件出願の優先日前にごく普通に行われていること（以下、「慣用手段」という。）であるところ、甲第１号証の段落【００４６】において、「このようなＭＥ−ＧＩエンジンは、ＬＮＧ（Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄ  Ｎａｔｕｒａｌ  Ｇａｓ）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（本明細書における海上構造物とは、ＬＮＧ運搬船、ＬＮＧ  ＲＶなどの船舶をはじめとして、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１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧のガス供給圧力が要求される。」と記載されているように、甲１発明１において、高圧天然ガス噴射エンジンＭＥ−ＧＩは、負荷に応じて１５０〜４００ｂａｒａ（絶対圧）程度の高圧のガス供給圧力が要求されるのであるから、この要求を満たすべく上記慣用手段を採用することにより、「燃料供給ラインＬ３」に「圧力測定センサー」を具備し、上記相違点１に係る本件発明１の発明特定事項とすることは、当業者が適宜なし得ることである。
イ　相違点２及び３について
（ア）相違点２及び３の検討に先立ち、甲２技術事項を本件発明１の用語で表現するために、相違点２及び３に係る本件発明１の発明特定事項との対応関係について検討する。
・甲２技術事項における「タンク１」は本件発明１における「燃料貯蔵タンク」に相当し、以下同様に、「圧力ゲージ２１」及び「他の圧力ゲージ２２」は「圧力測定センサー」に、「燃料供給路」、「燃料供給路における供給パイプ９」及び「燃料供給路におけるマニホールド７」は「燃料供給ライン」に、「燃料である液化ガス３」及び「ガス状燃料」は「燃料」に、「供給する」は「加圧する」に、「ポンプ８」は「ポンプ」に、「蒸発器１０」は「熱交換器」に、「戻りパイプ１１」は「第１回収ライン」に、「前記燃料供給路における供給パイプ９についての予め決定された値Ｐ４ を超える圧力」は「第１設定値以上の圧力」に、「戻りパイプ１１上の第１のバルブ１２が開かれ」は「第１回収ラインが開放され」に、それぞれ相当する。
・甲２技術事項における「エネルギ生成ユニット２」は、甲第２号証の段落【００１８】における「そのようなエネルギ生成ユニットは、全体として参照符号２で与えられ、且つ船舶の電気装置のためおよびそれを推進するための供給電力を生成すべく、交流発電機を駆動するディーゼルエンジンを備えていても良いが、その代わりに、プロペラを駆動するための蒸気タービンに供給される蒸気を生成するためのボイラを備える従来のユニットでもあり得る。」との記載によれば、本件発明１における「エンジン」に相当する。
・甲２技術事項における「液化ガス輸送船のエネルギ生成ユニットにガス状燃料を供給するための装置」は、液化ガス輸送船により輸送され、エンジンに相当するエネルギ生成ユニットに供給される液化ガスがＬＮＧ（液化天然ガス）であるのは通常であるから、本件発明１における「ＬＮＧ燃料供給システム」に相当する。
・甲２技術事項における「蒸発器１０の前端側に具備されて」は、本件発明１における「熱交換器の前端に具備されて」に、「熱交換器の前端側に具備されて」という限りにおいて一致する。
・甲２技術事項における「燃料供給路におけるマニホールド７からガスオキシタイザ装置１６に導くパイプ１４」は、本件発明１における「燃料供給ラインから回収する第２回収ライン」に、「燃料供給ラインから分岐する分岐ライン」という限りにおいて一致する。
　そして、甲２技術事項における「燃料供給路上で前記蒸発器１０の後端に具備されてガス状燃料を前記燃料供給路におけるマニホールド７からガスオキシタイザ装置１６に導くパイプ１４」は、本件発明１における「燃料供給ライン上で前記熱交換器の後端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから分岐する分岐ライン」という限りにおいて一致する。
・甲２技術事項における「前記燃料供給路におけるマニホールド７についての高圧閥値Ｐ２ 以上の圧力」は、燃料供給路における供給パイプ９についての圧力ではないから、本件発明１における「第２設定値以上の圧力」に、「別の設定値以上の圧力」という限りにおいて一致する。
　また、甲２技術事項における「パイプ１４上の第３のバルブ１５が開かれる」は、本件発明１における「第２回収ラインが開放される」に、「分岐ラインが開放される」という限りにおいて一致する。
　そうすると、甲２技術事項は、本件発明１の用語を用いて表現すると、
「燃料貯蔵タンクからエンジンまで連結され、圧力測定センサーが具備される燃料供給ラインと、前記燃料供給ライン上に具備され、前記燃料貯蔵タンクから排出された燃料を加圧するポンプと、前記ポンプと前記エンジンとの間の前記燃料供給ライン上に具備され、前記ポンプから排出された燃料を加熱する熱交換器と、を含むＬＮＧ燃料供給システムにおいて、
　前記燃料供給ライン上で前記熱交換器の前端側に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから回収する第１回収ラインと、
　前記燃料供給ライン上で前記熱交換器の後端に具備されて燃料を前記燃料供給ラインから分岐する分岐ラインと
　を含み、
　前記圧力測定センサーによって前記第１設定値以上の圧力が感知されると、前記第１回収ラインが開放され、
　前記圧力測定センサーによって別の設定値以上の圧力が感知されると、前記分岐ラインが開放されるようにした技術。」（以下、「甲２技術」という。）といえる。
(イ)そこで相違点２及び３について検討する。
　甲２技術は、「燃料供給ライン上で熱交換器の後端に具備されて燃料を燃料供給ラインから回収する第２回収ライン」を有していない。
　また、甲２技術は、「第１設定値」と同じ圧力測定センサーにより感知される圧力に対する「第２設定値」を有しておらず、「圧力測定センサーによって第２設定値以上の圧力が感知されると、第２回収ラインが開放される」事項を有していない。
　ここで、甲１発明において、甲２技術を適用して、「燃料供給ラインＬ３（本件発明１の「燃料供給ライン」に相当。以下、括弧内は同様。）上で高圧気化器３７（熱交換器）の後端に具備されて天然ガス（燃料）を前記燃料供給ラインＬ３から分岐する分岐ライン」を含むものとする際に、「燃料供給ラインＬ３上で高圧気化器３７の後端に具備されて天然ガスを前記燃料供給ラインＬ３から液化ガス貯蔵タンク１１（燃料貯蔵タンク）に回収する第２回収ライン」とすることができるかについて検討すると、甲１発明は、「燃料供給ラインＬ３上で高圧ポンプ３３の上流側に具備されて液化天然ガスを燃料供給ラインＬ３から回収するＬＯＢＧ復帰ラインＬ４」を含むところ、甲第１号証の上記（１）ア（イ）の段落［１７］ないし［２２］（翻訳文の段落【００１７】ないし【００２１】）の記載及び上記（１）ア（カ）の段落［１５６］（翻訳文の段落【０１２６】）の記載によれば、甲１発明に関連して、液化ガス貯蔵タンク１１で発生したボイルオフガスを再液化して、高圧天然ガス噴射エンジンで消費できない場合に液化したホイルオフガスを圧力を下げて液化ガス貯蔵タンク１１に戻すのに、圧力を下げる過程で発生するフラッシュガスを処理できる超過ボイルオフガス消費手段を具備することにより、再液化時のエネルギー消費量の低減を図ることが示唆されていることを考慮すると、高圧気化器３７の後端に具備された分岐ライン内の天然ガスは、高温・高圧の状態であり、エネルギー消費量の低減の観点からみて再液化には適していない状態であるとともに、フラッシュガス発生の抑制が困難な状態であることから、分岐ラインから天然ガスを再液化して液化ガス貯蔵タンク１１に回収すること、すなわち、分岐ラインを「燃料供給ラインＬ３上で高圧気化器３７の後端に具備されて天然ガスを前記燃料供給ラインＬ３から液化ガス貯蔵タンク１１に回収する第２回収ライン」とすることは、当業者が容易に想到し得たことではない。
　そうすると、甲１発明に甲２技術を適用したとしても、上記相違点２及び３に係る本件発明１の発明特定事項とすることは、当業者が容易に想到し得たものではない。
ウ　効果について
　そして、本件発明１は、甲１発明及び甲２技術から予測することができない、「エンジンが急停止される場合、ポンプから排出された燃料によって熱交換器または燃料供給ラインに過負荷が発止することを防止することができる」という、格別な効果を奏するものである。
エ　まとめ
　したがって、本件発明１は、甲１発明及び甲２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はない。
２　理由２ないし９について
　本件発明２ないし９は、本件発明１の発明特定事項を全て含み、さらに限定したものである。
　したがって、上記１の検討を踏まえると、本件発明２ないし９は、甲１発明及び甲２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はない。
３　理由１０及び１１について
（１）甲第３号証
ア　甲第３号証の記載事項
　本件出願の優先日前に頒布された刊行物である特表２０１１−５２００８１号公報には、「ガスエンジン用ガス供給システム」に関して、図面とともに次の事項が記載されている。
「【００２４】
　図３は、ＢＯＧがコールドボックスの上流で予冷却されるプロセス流れ図を示す。ＢＯＧが予冷却される一方で、ＬＮＧが気化される。代替手段では、コールドボックス内ＢＯＧ側に並列で、又はそれと一体で冷却熱量を利用する。
【００２５】
　ボイルオフガスは、ＢＯＧ圧縮機で圧縮され、後方冷却器で大気状態に冷却される。ボイルオフガスは、コールドボックスの上流又はそれに並列で、圧縮ＬＮＧと熱交換することによって更に冷却される。圧縮ＬＮＧは、極低温状態（通常、−１４０〜１６０℃）であり、ボイルオフガスによって加熱される。その結果、ＬＮＧ中の利用可能な冷却熱量が窒素ループ内で利用される。冷却熱量を利用することによって、圧縮膨張器の動力消費量が低減される。図中の分離器は、ポンプのサクションドラムとして機能する。必要なら、低圧ポンプ（ＬＰポンプ）が、ＨＰポンプに十分な正味正圧サクションヘッド（ＮＰＳＨ）を確保するために、高圧ポンプ（ＨＰポンプ）の上流に設置される。ＬＰポンプは、ＨＰポンプへのブースタポンプとして機能する。燃料ガスシステムには、再液化システムからの液化ボイルオフガス、及びカーゴタンクからのＬＮＧの両方を供給することができる。」（段落【００２４及び【００２５】）
イ　上記ア及び図面の記載から分かること
（ア）上記ア及び図３の記載によれば、甲第２号証には、燃料ガスシステムが記載されていることが分かる
（イ）図３の記載によれば、甲第２号証に記載された燃料ガスシステムにおいて、ポンプは、カーゴタンクから排出されたＬＮＧを加圧してＨＰポンプに供給するブースタポンプとして機能するＬＰポンプをさらに含むことがわかる。
ウ　甲３技術事項
　上記ア及びイを総合すると、甲第３号証には、次の事項からなる技術（以下、「甲３技術事項」という。）が記載されていると認める。
「燃料ガスシステムにおいて、ポンプは、カーゴタンクから排出されたＬＮＧを加圧してＨＰポンプに供給するブースタポンプとして機能するＬＰポンプをさらに含むようにした技術。」
（２）判断
　本件発明１０及び１１は、本件発明１の発明特定事項を全て含み、さらに限定したものである。
　また、甲３技術事項は、上記１（３）において挙げた相違点２及び３に係る本件発明１の発明特定事項を示唆するものではない。
　したがって、上記１の検討を踏まえると、本件発明１０及び１１は、甲１発明、甲２技術及び甲３技術事項に基づき、当業者が容易に発明をすることができたものではない。
４　むすび
　以上のとおりであるから、請求項１ないし１１に係る特許は、特許法第２９条第２項の規定に違反してされたものではなく、特許法第１１３条第２号に該当するものではない。
第５　結語
　上記第４のとおりであるから、特許異議申立ての理由及び証拠によっては、請求項１ないし１１に係る特許を取り消すことはできない。
　また、甲第１号証として、特表２０１４−５１５０７２号公報の代わりに国際公開第２０１２／１２８４４７号が提出されたものとしても、請求項１ないし１１に係る特許を取り消すことはできない。
　さらに、他に請求項１ないし１１に係る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２８年８月１日（２０１６．８．１）