(57)【要約】【課題】再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。【解決手段】水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを備えた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び少なくとも１つの陰極を収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後の蓄電池から陰極を分離する分離工程と、分離工程により分離された陰極を容器に収容する収容工程と、陰極が収容された容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、第２地点への輸送後に、陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に容器から取り出した陰極を設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備える。【選択図】図１２
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、
金属イオンを含有する電解液、陽極、及び陰極を収容したカセットを収容した蓄電池に前記電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、前記陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、
前記充電後の前記蓄電池から前記陰極を収容したカセットを分離する分離工程と、
前記陰極が収容された前記カセットを第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、
前記第２地点への輸送後に、前記陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に前記カセットを設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備えることを特徴とする再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項２】
前記蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から陰極を収容したカセットを分離する分離工程と、
前記陰極が収容された前記カセットを前記第２地点から前記第１地点に返送する返送工程と、
前記返送工程により返送された前記陰極を収容したカセットを前記充電工程に戻す循環工程と、を備えることを特徴とする請求項１記載の再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項３】
水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、
金属イオンを含有する電解液、陽極、及び少なくとも１つの陰極を収容した蓄電池に前記電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、前記陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、
前記充電後の前記蓄電池から前記陰極を分離する分離工程と、
前記分離工程により分離された前記陰極を容器に収容する収容工程と、
前記陰極が収容された前記容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、
前記第２地点への輸送後に、前記陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に前記容器から取り出した前記陰極を設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備えることを特徴とする再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項４】
水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、
金属イオンを含有する電解液、陽極及び陰極が一体化された電極部を収容した蓄電池に前記電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、前記陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、
前記充電後の前記蓄電池から前記電極部を分離する分離工程と、
前記分離工程により分離された前記電極部を容器に収容する収容工程と、
前記電極部が収容された前記容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、
前記第２地点への輸送後に、蓄電池容器に前記容器から取り出した前記電極部を設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備えることを特徴とする再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項５】
前記再生工程は、
前記電解液とは異なる新たな電解液を前記蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生することを特徴とする請求項３又は４記載の再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項６】
前記充電後の前記蓄電池から電解液を排出する排出工程と、
前記排出工程により排出された電解液を電解液容器に収容する収容工程と、を備え、
前記輸送工程では、前記収容工程により電解液が収容された電解液容器を前記第１地点から前記第２地点に輸送し、
前記再生工程では、前記電解液容器に収容された電解液を前記蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生することを特徴とする請求項３又は４記載の再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項７】
前記蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から陰極を分離する分離工程と、
前記分離工程により分離された前記陰極を容器に収容する収容工程と、
前記陰極が収容された前記容器を前記第２地点から前記第１地点に返送する返送工程と、
前記返送工程により返送された前記陰極を前記充電工程に戻す循環工程と、を備えることを特徴とする請求項３記載の再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項８】
前記蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から陽極及び陰極が一体化された電極部を分離する分離工程と、
前記分離工程により分離された前記陽極及び陰極が一体化された電極部を容器に収容する収容工程と、
前記陽極及び陰極が一体化された電極部が収容された前記容器を前記第２地点から前記第１地点に返送する返送工程と、
前記返送工程により返送された前記容器から陽極及び陰極が一体化された電極部を摘出し当該電極部を前記充電工程に戻す循環工程と、を備えることを特徴とする請求項４記載の再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項９】
前記蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から電解液を排出する排出工程と、
前記排出工程により排出された電解液を電解液容器に収容する収容工程と、
前記収容工程により電解液が収容された電解液容器を前記第２地点から前記第１地点に返送する返送工程と、
前記返送工程により返送された電解液容器から電解液を前記蓄電池に注入することにより蓄電池として再生することを特徴とする請求項３又は４記載の再生可能エネルギ搬送再生方法。
【請求項１０】
前記蓄電池は、前記陰極としてリチウム金属を有するリチウム空気電池か、或いは前記陰極としてマグネシウム金属を有するマグネシウム空気電池、或いは前記陰極としてナトリウム金属を有するナトリウム空気電池か、或いは前記陰極としてカルシウム金属を有するカルシウム空気電池か、或いは前記陰極としてアルミニウム金属を有するアルミニウム空気電池か、或いは前記陰極として亜鉛金属を有する亜鉛空気電池であることを特徴とする請求項１乃至９の何れか１項記載の再生可能エネルギ搬送再生方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光、風力、潮位差などの再生可能エネルギを搬送した後に再生するのに好適な再生可能エネルギ搬送再生方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
過去１００年程度の短期間における化石燃料を使用した人類の種々の活動により、大気中の二酸化炭素（ＣＯ２：温室効果ガス）濃度が急速に増大している。その結果、異常気象の多発、氷河の溶解による海水面の上昇等の現象が現実化している。それに対して多くの科学者は、この状態を放置した場合の環境変化を予測して、地球的規模で何らかの対策を講じなければならないと提言している。即ち、化石燃料利用社会からの決別であり、化石燃料エネルギに代わるクリーンな代替エネルギへの転換が叫ばれている。
そこで、地球的規模で再生可能エネルギを用いた発電システムの利用が切望されている。
従来、再生可能エネルギを用いた発電システムは、多くが実用化されている一方、日本国にあっては、内陸部、砂漠地域、海岸地域に限られて実用化されている。
例えば、太陽光を利用した太陽光発電は、「メガソーラ発電」と呼ばれ、日本国内では休耕田や丘陵地を利用して１０００ＫＷ／日程度の発電システムが稼働している。
しかし、我が国は、北半球の東経１３５度から１５０度、北緯２５度から４５度に位置し、四季を有することから、梅雨や台風、降雪などの気象条件下にあることを避けられない状況にある。さらに年間の降水量が平均１５００ｍｍ（東京都）など、照射する太陽光を有効的に電気に変換できる気候条件が揃っているとはいえない。
【０００３】
また、風力発電は一部海岸地域や山間部、丘陵地で小規模ながら実用化されている。しかし、風を受けてプロペラが回転する際に発生する低周波音が人体及び畜産に少なからず影響を及ぼすことが報告されている。これらの状況から、海岸線に多くの人が居住している日本国では風力発電を設置する地域はごく限られてくる。
また、潮位差を利用した発電も一部で実用化されているものの、四方を海に囲まれた日本国であっても、発電に効果的な潮位差を得られる場所も海峡と称される地域に限定されるとともに、これらの場所は漁場としても優良であるため、漁業への対策を考慮しなければならずその立地に大きな課題を抱えている。
このように、再生可能エネルギを利用した発電システムは、日本国内においては各々課題を内包しているため、大容量発電の実用化には困難な状況である。
そこで、特許文献１では、太陽光発電パネルを筏上に敷設し、太平洋上の北緯１０度から南緯１０度、東経１７０度から西経１２０度の間をほぼ自転車の速度程度のゆっくりとした速度で帆走しながら発電する海洋移動型太陽光大規模発電システムが提案されている。
詳しくは、特許文献１の発明によれば、太陽光を電気エネルギに変換し、更に電気分解を起こすための電力に電気エネルギを使用して水素に変換し、水素をタンクに貯留し、回収船により回収して水素から電気エネルギに変換するか、又は直接利用するので、赤道に近い日照時間の長い海上で得られた太陽光エネルギを効率よく且つ安価に長距離搬送することができるという効果を有している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】ＷＯ２０１１／０４８９８１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上述したように、特許文献１の発明にあっては、水素を貯留したタンクを回収船で輸送し、発電所で水素から電気エネルギに変換するという方法を採用していた。
そこで、太陽光から得られた電気エネルギを利用して電気分解により水素に変換する場合、エネルギ変換ロスが少ない変換手法または搬送手法が切望されている。
また、上述した水素に変換する手法に代わって、太陽光から得られた電気エネルギを他の物質に変換する手法が切望されている。
一方、太陽光を電気エネルギに変換し、更に電気エネルギをバッテリに充電した後に輸送するという方法も考えられる。すなわち、発電した大量の電力を海上輸送する手段として、エネルギ変換ロスを避けるために、バッテリを満載した専用船により電気エネルギのままでピストン輸送することを考える。
バッテリの最先端技術は今後とも電気自動車とともに発展すると考えられ、電気自動車用バッテリを使った電力輸送システムの可能性が高いと思われる。
そこで、再生可能エネルギを利用して蓄電された状態の高エネルギ密度蓄電池を製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することが切望されている。
本発明は、上記に鑑みてなされたもので、その目的としては、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することが可能な再生可能エネルギ搬送再生方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
請求項１記載の発明は、上記課題を解決するため、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び陰極を収容したカセットを収容した蓄電池に前記電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、前記陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、前記充電後の前記蓄電池から前記陰極を収容したカセットを分離する分離工程と、前記陰極が収容された前記カセットを第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、前記第２地点への輸送後に、前記陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に前記カセットを設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備えることを特徴とする。
【０００７】
請求項３記載の発明は、上記課題を解決するため、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び少なくとも１つの陰極を収容した蓄電池に前記電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、前記陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、前記充電後の前記蓄電池から前記陰極を分離する分離工程と、前記分離工程により分離された前記陰極を容器に収容する収容工程と、前記陰極が収容された前記容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、前記第２地点への輸送後に、前記陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に前記容器から取り出した前記陰極を設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備えることを特徴とする。
【０００８】
請求項４記載の発明は、上記課題を解決するため、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極及び陰極が一体化された電極部を収容した蓄電池に前記電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、前記陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、前記充電後の前記蓄電池から前記電極部を分離する分離工程と、前記分離工程により分離された前記電極部を容器に収容する収容工程と、前記電極部が収容された前記容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、前記第２地点への輸送後に、蓄電池容器に前記容器から取り出した前記電極部を設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備えることを特徴とする。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送した後に再生することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】太陽光ソーラセル帆走筏発電システムのイメージを示す図である。
【図２】太平洋上の晴天域について説明するための図である。
【図３】（ａ）（ｂ）は筏構造の敷設例について説明するための図である。
【図４】他の筏構造の敷設例について説明するための図である。
【図５】帆柱設置ユニットの構造について説明するための図である。
【図６】帆柱設置ユニットの構造について説明するための図である。
【図７】（ａ）は筏の上面構造図、（ｂ）（ｃ）は筏と補修用移動台車の側面断面図である。
【図８】蓄電と搬送方法について説明するための図である。
【図９】（ａ）は移動航海のサイクルを示す図、（ｂ）は洋上のソーラセルの発電電力ピークを示す図である。
【図１０】セルユニット、帆柱設置ユニットのハードウエア構成について説明するためのブロック図である。
【図１１】本発明の第１実施形態に係る再生可能エネルギ搬送再生方法について示す図であり、（ａ）（ｂ）はリチウム電池空気電池の構成について説明するための図である。
【図１２】（ａ）〜（ｅ）はリチウム電池空気電池の構成について説明するための模式図である。
【図１３】リチウム空気電池を用いた再生可能エネルギ再生方法について説明するためのフローチャートである。
【図１４】（ａ）〜（ｃ）はリチウム空気電池に用いる陰極用カセットの構成及び再生方法について説明するための概要図である。
【図１５】本発明の第２実施形態に係る再生可能エネルギ搬送再生方法について示す図であり、（ａ）〜（ｇ）はリチウム電池空気電池の構成について説明するための模式図である。
【図１６】リチウム空気電池（図１５）を用いた再生可能エネルギ搬送方法について説明するためのフローチャートである。
【図１７】本発明の第１実施形態に係る再生可能エネルギ搬送再生方法について示す図であり、マグネシウム空気電池の構成について説明するための図である。
【図１８】マグネシウム空気電池を再生可能エネルギ再生方法に適用して説明するためのフローチャートである。
【図１９】本発明の第４実施形態に係る再生可能エネルギ製造方法、発電方法、再生方法について示す図であり、マグネシウムＭｇの製造方法及び発電方法を再生可能エネルギ再生方法に適用して説明するためのフローチャートである。
【図２０】海水から塩化マグネシウムを生成するまでの工程を示す模式図である。
【図２１】マグネシウムＭｇの発電方法について説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下、本発明を図に示した実施形態を用いて詳細に説明する。但し、この実施形態に記載される構成要素、種類、組み合わせ、形状、その相対配置などは特定的な記載がない限り、この発明の範囲をそれのみに限定する主旨ではなく単なる説明例に過ぎない。
【００１２】
＜第１前提条件＞
次に、本発明の前提となるソーラセル帆走筏の成立性について、「低経緯太平洋ソーラセル帆走筏発電システムの成立性」（２０１３年９月）を参照して説明する。
まず、ソーラセル帆走筏構想と太平洋低緯度帯の気象・海象条件について説明する。
図１は、太陽光ソーラセル帆走筏発電システムのイメージを示す図である。
このエネルギシステムは、国土の前面に拡がる海洋に着目し、太平洋低緯度公海上で大規模な筏船団が移動しながら、従来とは桁違いの規模で太陽エネルギを利用することを目的とするものである。
商業活動を目的として公海上を航行することは国際法上当然認められるべき権利であるから、航行しながら発電することも基本的に自由であると考えてよい。海洋でこそ容易に達成できるソーラセル筏の大面積化を追求して究極的には２５ｋｍ２（５ｋｍ×５ｋｍ）とし、１日で得られる太陽エネルギを例えば８ｋＷｈ／ｍ２、ソーラセルの電気変換効率を例えば１２％（現時点の家庭用太陽電池の値）で試算する。
１日当たりの発電量は８ｋＷｈ／ｍ２×０．１２×２５，０００，０００ｍ２＝２４，０００，０００ｋＷｈである。これは２４時間連続稼働する１００万ｋＷ級の原子力発電所の１日の総発電量１，０００，０００ｋＷ×２４ｈ＝２４，０００，０００ｋＷｈに匹敵する。
【００１３】
太平洋の赤道を挟んだ低緯度海域でソーラセル筏や母船などからなる船団が、気象衛星などによる長期気象予報技術を活用して南北太平洋の晴天域を低速帆走しつつ、８ｋＷｈ／ｍ２／ｄａｙ以上の強い太陽エネルギにより太陽光発電をすることを目指す。
このような海洋での太陽エネルギ利用の類似アイデアとしては、オイルショック直後の１９７０年代に横浜国大とマイアミ大により、洋上の定点にとどまった筏上に設置したミラーにより太陽熱を集めて発電し、液体水素を製造して消費地に運ぶ計画が検討された。また、１９８０年代には当時の船舶技術研究所において、上記の海洋太陽熱発電計画を実現するための要素技術の検討がなされているが、その後、実現へ向けての動きは見られていない。
【００１４】
本構想はそれらとは一線を画し、最近のソーラセル技術の急速な進展を見据え、国際法上自由航行が認められている赤道近傍の公海上で、常に帆走しながら原子力発電所１基分に匹敵する太陽光による大出力発電を行う。ソーラセルによる太陽光発電方式では、ミラー集光が必要な太陽熱発電方式とは異なり、筏の静穏性への要求が大幅に緩和でき、筏の簡素化・大型化により、スケールメリットを生かすことが容易である。これにより従来の小型分散不安定という自然エネルギ利用の制約を打ち破り、大型基幹エネルギとしてスケールメリットを生かすことが可能であり、調べた限りではこれまでに同様な提案は見当たらない。
本構想の最大の特徴は、発電筏船団の晴天域を求めて移動することにある。これは海洋ならでのメリットであり、また移動することにより直下の海中への太陽光の遮断は短時間に押さえられ海生生物に大きな影響を与えずにすむ。しかし、船団の航海に大量のエネルギを使うようではその成立性は望むべくもない。低速ではあっても風力や海流による移動が必須となる。ソーラセル筏を構成する厖大な数の筏ユニット（例えば全体サイズが５ｋｍ×５ｋｍの場合、平面サイズ１００ｍ×１００ｍのユニットが２５００個）の集合体が、気象衛星情報などに基づきコンピュータ解析した長期航海計画にしたがって低緯度海域を回遊する。
【００１５】
得られた電気エネルギの海上輸送は大きな課題である。海水の電気分解を使って変換した水素エネルギをタンカで輸送する方法がまず考えられる。一方、電気エネルギのままでの蓄電池輸送が可能であれば、エネルギ変換ロスを大幅に減らすことができる。ここでは、蓄電池の急速な技術進歩により開発される高エネルギ密度新型蓄電池が近い将来に利用可能になると想定し、バッテリタンカによる電力輸送の可能性を追求する。一方、水素あるいはその化合物による輸送も視野の中に入れる。
各筏ユニットは、撓み性のソーラセルで覆われた帆とそれを支える軽量フロートから構成され、帆は受光効率と帆走効率を考えて可能な範囲で角度制御される構造とする。個々の筏ユニットはワイヤ・圧力チューブ・電気ケーブル類で結ばれて集合体を形成し、一体となって発電しながら晴天海域を移動していく。このとき、複数の母船（例えば、４隻程度）は、筏ユニットの周辺を筏ユニットの航行に合わせて移動する。
母港から操業海域の往復航海では膨大な数の筏ユニットはコンパクトに折り畳まれて運搬・曳航され、発電海域に到着後に海上広く展開できる構造とする。また母船は、筏ユニットの発電・帆走制御、維持補修、発電電力の一時貯蔵とバッテリタンカへの受渡しなど筏船団全体の運転機能を担う。
【００１６】
自然エネルギを基幹エネルギとして利用できる本システムの本格的な実用化が図れれば、我国の本格的低炭素化が実現可能となるばかりでなく、人類全体のエネルギ利用形態に抜本的変化を引き起こす先駆けとなる。すなわち、化石燃料への依存が低下し、太陽エネルギにより人類文明を支える持続可能な社会の実現に近付ける。実際、我が国のみならず世界の多くの国々が多数の筏船団を浮かべて基幹エネルギを賄えるほど、日射エネルギの豊富な低緯度海域は広大であることは後ほど述べる通りである。広大な面積の低緯度海域において密度の薄い自然エネルギを集中的に集められるこの構想は、従来の自然エネルギ利用の制約をうち破り、エネルギの主役と成りうるものである。
これを実現するためには単に技術的経済的な開発努力だけでは不十分であり、国連のような場における国際的な合意形成と理解促進のための活動も不可欠である。そのためには、早い段階から単に国内だけでなく海外のグループも巻き込んだ開発プログラムに拡大していく必要がある。このように本構想の目的とスケールは全地球的であり、その基本的見通しが得られた段階からは国家プロジェクトあるは国際プロジェクトとして推進すべきことは明白である。
【００１７】
ここで、高エネルギ密度蓄電池について検証する。
発電した大量の電力を海上輸送する手段として、エネルギ変換ロスを避けるために、バッテリを満載した専用船により電気エネルギのままでピストン輸送することを考える。
バッテリの最先端技術は今後とも電気自動車とともに発展すると考えられ、電気自動車用バッテリを使った電力輸送システムの可能性が高いと思われる。そのため自動車用バッテリを数十個単位まとめたパッケージを大量に輸送できるタンカとしてその使用を終えた巨大タンカを利用する。バッテリはパッケージ単位で充電スタンドへ運ばれ、自動車１台ごとに使用済みバッテリと丸ごと交換されるシステムが採用されることを想定している。現状ではバッテリの最大エネルギ密度はリチウムイオン電池で０．１〜０．２ｋＷｈ／ｋｇ程度である。
ＮＥＤＯのロードマップによれば、２０年ほど先には新型電池（例えば亜鉛空気電池など）の開発により、０．７ｋＷｈ／ｋｇまでエネルギ密度を向上させることを目標としている。電気自動車は１ｋＷｈ当たりほぼ１０ｋｍ走行でき、連続走行距離５００ｋｍで５０ｋＷｈの電力が必要となる。
【００１８】
この将来型バッテリが実現すればバッテリ質量は１個当たり５０ｋＷｈ÷０．７ｋＷｈ／ｋｇ≒７０ｋｇ／個で済むことになる。このエネルギ密度のバッテリを使って、究極的に５ｋｍ×５ｋｍのソーラセル巨大筏船団の発電電力を輸送する場合を考える。
例えば、１日の発電量は８ｋＷｈ／ｍ２×０．１２×２５×１０６ｍ２＝２４×１０６ｋＷｈ／ｄａｙである。これを５０ｋＷｈ／個で割ると、２４×１０６ｋＷｈ／ｄａｙ÷５０ｋＷｈ／個＝４．８×１０５個／ｄａｙつまり１日当たり４８万個で、そのバッテリ質量は７０ｋｇ／個×４．８×１０５個／ｄａｙ≒３．４×１０７ｋｇ／ｄａｙ→３４，０００ｔ／ｄａｙとなる。
【００１９】
現在運航している最大級の石油タンカ（ＶＬＣＣ）は例えば３０〜５０万ｔの積載質量があるため、同じクラスタンカをバッテリタンカに利用すれば、それ１隻で５ｋｍ四方の巨大筏船団が実用化した場合でも、その１０日〜２週間程度の発電電力が運べることになる。
現在、ＶＬＣＣはペルシャ湾と日本の往復を荷役も含め、約４０日で１往復し、３０万トンクラスで４０００ｋＬの重油を消費する。
これを参考に、バッテリタンカの航海用エネルギも同程度と考え、４０００ｋＬの重油を二次（電気）エネルギ換算（換算率を３５％と仮定）すると、重油の発熱量を例えば１×１０７ｋｃａｌ／ｋＬとして、４０００ｋＬ×１×１０７ｋｃａｌ／ｋＬ×１．１６３×１０−３ｋｗｈ／ｋｃａｌ×０．３５＝１６．３×１０６ｋｗｈとなる。これは、タンカ一隻で運ぶ１０日分の電力エネルギ２４×１０６ｋＷｈ／ｄａｙ×１０ｄａｙ＝２４０×１０６ｋＷｈの６％程度に当たることになる。
またバッテリタンカの場合、１０日〜２週間程度は母船に横付けして直接充電することも考えられるため荷役時間が長くなる可能性があり、５ｋｍ四方のソーラセル筏船団に対し、これからの詳細検討が必要だが、複数隻のタンカが必要になる。また、これに必要なバッテリ数量は膨大となるため、自動車用より大型の電力輸送専用の高エネルギ密度バッテリも併用する必要があると考えられる。
【００２０】
次に、革新的な筏浮体構造の開発について説明する。
発電を担うソーラセル筏については１ユニットの平面サイズを例えば１００ｍ×１００ｍとした場合、２５００ユニット程度必要である。これだけ大規模な筏船団がスクリュを回転させて動力航行するには、大量のエネルギが必要なことは、前述したバッテリタンカの航行エネルギからも類推でき、低速ではあっても風力や海流による移動が必須となる。各筏ユニットは、撓み性のソーラセルで覆われた帆・帆柱とそれを支えるフロートから構成され、帆は受光効率と帆走効率を考えて角度制御される。しかし角度を大きくすれば隣接ユニットへの影により受光効率が低下することや筏の構造・強度面の限界からも、それほど大きくない範囲での角度調整となると思われる。
【００２１】
従来の鋼鉄やコンクリートからなる剛性浮体は経済面から現実的でなく、新材料を活用した軽量で折り畳み可能な革新的な浮体構造を創出する必要がある。各ユニットのフロートは波浪による揺動を減らすために半潜水式浮体が採用され、その上に立つ帆柱にソーラセル帆布が取り付けられる。フロートの浮力や帆布の角度は圧縮空気圧により制御されることになろう。母港から操業海域の往復航海では膨大な数の筏ユニットはコンパクトに折り畳まれて曳航され、発電海域に到着後に海上広く展開できる構造とする。主に天候の良好な海域を航行するとしても、海象・気象条件に対応してこれまで検討されてこなかった先駆的アイデアが必要とされることは間違いない。また、フロートの耐久性や劣化防止は大きな課題と考えられ、特に海生生物付着による機能低下防止策は大きな課題となると予想される。
【００２２】
＜第２前提技術＞
次に、本発明の前提となる「低経緯太平洋ソーラセル帆走筏発電システムの成立性」（２０１３年１０月）を参照して、第２の前提技術である太陽光ソーラセル帆走筏発電システムについて説明する。
図１に示す斜視図を参照して、洋上発電装置について説明する。
洋上発電装置としては、ソーラ発電や風力発電などがあるが、ここでは筏ソーラ発電装置の一例を示す。
ソーラ発電装置は、図１に示すように、例えば２５ｍ×２５ｍの正方形の筏に帆布状のソーラ発電シートを敷設したものを１単位として、１辺に２００個接続し、全体で５０００ｍ（５ｋｍ）敷設し、全面で２００×２００（４００００枚）の筏を配列したものを洋上で航行して発電させるものである。
【００２３】
次に、図２に示す地図を参照して、太平洋上の晴天域について説明する。
太平洋上の晴天域としては、図２に示すように、北太平洋では４月から８月に、また南太平洋では１０月から２月にかけて日射が強い。赤道を挟む低緯度太平洋エリアでは全体的に年間の日射量は大きいが、赤道直下より南北に少し離れた海域で極大になっている。この帯状の日射極大域は、亜熱帯高気圧の圏内にあるため生ずる。
このように、前述のエリアは筏ソーラ発電装置を走行させるに相応しい場所である。
筏ソーラ発電装置が航行する場所は、図２に示すように、赤道を挟むほぼ北緯２５度から南緯２５度、東経１７０度から西経１２０度の範囲である。この範囲は、大きな島が少なく、また熱帯性低気圧の発生も少なく、ソーラ発電に適切なエリアである。
筏ソーラ発電装置は、このエリアを１０ｋｍ／時〜２０ｋｍ／時（ほぼ自転車程度の速度）で、航行するものである。低速であっても航行させるのは、筏下面の海中生物に影響を及ぼさないためである。
【００２４】
次に、太平洋低緯度帯での気象・海象条件について説明する。
太平洋低緯度帯での気象・海象条件は実際どの程度この太陽光発電システムに適しているかを知るために、現時点で得られる情報に基づいて概略調査した結果を以下に述べる。
ここで、日射条件について説明する。
新太陽エネルギハンドブックの全地球日射エネルギ分布よれば、太平洋の赤道を挟む北緯・南緯２５度以内の海域では最大年平均日射エネルギは５ｋＷｈ程度とされている。ここでは、ＮＡＳＡが１９８３年７月から２００５年６月までの衛星情報を用いて算出した水平面全天日射量データを利用した。ＮＡＳＡの原データでは、北緯９０度〜南緯９０度、西経０度〜東経１８０度までの１度メッシュの全球データが、連続で１ファイル（５ＭＢ）に格納されている。この膨大な原データから我々が必要とする太平洋南北低緯度海域を抽出するためにはデータの並び替えなど膨大な作業が必要であり、計算プログラムを作成し自動抽出を行った。
【００２５】
このようにして得られた太平洋中央部の北緯３０度〜南緯３０度、東経１３０度〜西経９０度までの水平面全天の１日当たりの年平均日射量は、西は日本列島の直ぐ南からオーストラリア大陸南部まで東はハワイ諸島の遥か東のカリフォルニア半島からペルー沖太平洋を含む海域において、６．０ｋＷｈ／ｍ２／ｄａｙ以上の海域は帯状に広く拡がっており、特に南米寄りの赤道から南緯１５°の海域では６．５〜７．０ｋＷｈ／ｍ２／ｄａｙに達する広大な海域が存在する。これは１年間の平均値であるが、ＮＡＳＡの原データから取得可能な月別平均値の１２カ月間での変動係数は、北緯・南緯１０°以内での１０％以下から、北緯・南緯３０°付近での３０％程度までほぼ連続的に変化している。このような季節変動を考え晴天海域を移動することにより、最大値は平均値より大幅に伸びることは確実である。
【００２６】
上記の強日射海域には、当地諸国の排他的経済水域（ＥＥＺ）と重なる部分がある。間断なく降り注ぐ太陽エネルギは、収奪により失われる漁業・海底地下資源とは明らかに性質が異なり、ＥＥＺの規制対象にすべきではない。
しかし仮にＥＥＺで規制されることになったとしても、太平洋東部を中心に年平均６．０−７．０ｋＷｈ／日のエネルギが降り注ぐオーストラリア大陸を凌ぐ莫大な面積の公海が存在することが分かる。勿論、筏の移動速度や晴天域の移動速度を考慮した現場海域での実証試験は必要であるが、筏船団が可動性を生かして８．０ｋＷｈ／ｄａｙ以上の日射エネルギを得ることは十分可能と思われる。
【００２７】
次に、図３（ａ）に示す上面図を参照して、筏構造の敷設例について説明する。
ソーラセル筏１０１の敷設例としては、図３（ａ）に示すように、１単位を例えば１００ｍ×１００ｍとしている。
図３（ａ）は、例えば１辺５ｋｍの正方形構造を示している。その最小ユニットは例えば２５ｍ×２５ｍで構成されている。その最小ユニットを四方に設置された簡易脱着可能なジョイント部１０４（図３（ｂ））で固定されている。
ソーラセル筏１０１は、複数の太陽光パネルのうち隣り合う太陽光パネルを着脱可能に連結するジョイント部１０４を有し、異常状態にある太陽光パネルからジョイント部１０４を離脱することで、連結状態から離脱してメンテナンスが可能になる。
ソーラセル筏１０１には、複数の浮体を組み合わせて構成されており、浮体同士を互いに結合するための形状として、正方形状、矩形形状、正三角形状、正５角形状、正６角形状の何れか１つであればよい。
【００２８】
ソーラセル筏１０１の筏船団構造について説明する。
（１）ソーラセル筏１０１の構造
ソーラセル筏１０１の面積は、例えば５ｋｍ×５ｋｍ＝２５ｋｍ２＝２，５００ｈａである。これは、１００ｍ×１００ｍ＝１０，０００ｍ２＝１ｈａのユニットを基本単位とし、これを２，５００枚連結することにより構成される。
ソーラセル筏１０１は、構造材料を使って現実的なオーダとして２５ｍ×２５ｍのユニットを基本単位とし、これを例えば１６枚連結して１００ｍ×１００ｍのユニットを作成する。この場合の１つの帆（ソーラパネル）１０２の大きさは１０．５ｍ×１０．５ｍになる。
筏は骨組み構造とし、潜水式のフロートに支えられる構造とする。ユニット同士はジョイント部１０４を介在して連結することにより、フレキシブルな動きを可能にする。２５ｍ×２５ｍのユニットの中に４枚の帆（１０．５ｍ×１０．５ｍ）を張る。帆の下は海水面であるので、落下防止用の網を張る。２５ｍ×２５ｍのユニットの外周には、例えば１．５ｍの点検修理用の歩廊を設置する。骨組み部材の幅を１ｍとすると、この上を補修用移動台車が走行できる。ただし落下防止用の手摺りを設置する。
【００２９】
更に、ソーラセル筏１０１には１０００ｍ間隔で緩衝帯兼点検用通路１０３が設ける。
帆の面積に対しそれを支える構造材や点検補修用の面積が大きくなるのはやむを得ないところであるが、構造材の進歩により帆の面積の割合を増やすことは可能である。現状の面積割合は（１０．５×１０．５×４）÷（２５×２５）＝７０％となる。
試設計とモデルの作成において、試設計の段階では２５ｍ×２５ｍのユニットを４枚作り連結することを考える。基本単位ができれば、あとはこれを多数連結すれば大ユニットが作成できる。
【００３０】
（２）筏の基本ユニット
前述のように２５ｍ×２５ｍのユニットを考え、図７（ａ）（ｂ）に示すような構造を考える。
材質は骨組み構造・フロートとも、まずスチールを考える。材質の研究を経て将来は樹脂系の構造材やゴム製のフロートも考え、軽量化と製作費の低減を図っていく。
梁材の端部に例えば４面に３か所、計１２カ所にジョイント部１０４を設置して、これを連結させることにより、１００ｍ×１００ｍの筏を作り、１００ｍ×１００ｍの筏を連結して５ｋｍ×５ｋｍの筏に組み立てていく。図３（ｂ）に示すように、ジョイント部１０４の構造は例えば電車の連結部と同様の構造であればよい。
【００３１】
次に、図４に示す上面図を参照して、他の筏構造の敷設例について説明する。
他の筏構造の敷設例としては、図４に示すように、１辺を例えば２ｋｍ×１２．５ｋｍとしている。その最小ユニットは、図３と同様の２５ｍ×２５ｍで構成されている。
このように、筏には、多数のソーラパネルを敷設しているので、１単位のパネルの発電量低下は全体の効率低下になるため、その発電量を維持するためのメンテナンスが必要になる。発電量低下は、例えば洋上で航行するため、海水がソーラ面に付着し乾燥することにより生成される塩によるもの、或いはソーラパネル本体の自然劣化によるものなど様々な要因により発生する。
ソーラパネルの発電量低下は、ソーラパネル１単位毎に設置されている監視機器（図示しない）で常時監視されている。
監視機器がこの信号を受信した場合は、随所に設置されている帆柱設置ユニット１１０から補修用移動台車を発進させ、発電量が低下している筏単体に向かい、清掃またはパネルシートの交換などを行うものである。
【００３２】
次に、図５に示す平面構造図を参照して、帆柱設置ユニットの構造について説明する。なお、図１５に示す数値は一例として記載したものであり、他の値を採用してもよい。
帆柱設置ユニット１１０の平面構造の例として、図５に示すように、積載構造物、物品、設備等が備えられている。
帆柱設置ユニットに積載する物品、設備の詳細について説明する。
帆柱設置ユニット１１０は、帆柱１１１がユニットの中央位置に配置されは、ソーラセルを移動させると共に、分担範囲のソーラセルの維持管理と、発生させた電気をバッテリに蓄え母船に輸送する。更に夜間安全のために帆柱先端に照明装置を設置する。
帆柱設置ユニット１１０は、ソーラセル２，０００ｍ×１２，５００ｍの延長方向両側に２００ｍ間隔で例えば１２６台設置する。
ユニットの大きさは、平面で２５ｍ×２５ｍとする。帆柱１１１の高さは２０ｍ、帆を張って自走すると共に、先端には夜間安全用の照明器具を付ける。
帆柱設置ユニット１１０上には、補修機材を保存するための資材置場１１２、補修用移動台車１１３、蓄電池１１４、インバータ１１５、休憩・操縦スペース（図示しない）を設ける。
帆柱設置ユニット１１０には、自走用スクリュを設置して、風が無くても自走可能な構造とする。
蓄電池１１４ａ、１１４ｂには、２００ｍ×１，０００ｍのソーラセルから供給される８０％の電力を蓄え、運搬船で日本に輸送する。
蓄電池１１４ｃ、１１４ｄには、２００ｍ×１，０００ｍのソーラセルから供給される２０％の電力を交互に蓄え、ユニットの運用に使用する。
蓄電池１１４ａ〜１１４ｄとインバータ１１５との総重量は２，２８０ｔになる。
【００３３】
ここで、図５に示す帆柱設置ユニットに搭載される蓄電池について詳しく説明する。
５ｋｍ×５ｋｍのソーラセルで起こした電気を電池に蓄電し、１０日分を運搬船で日本に運ぶという考えで研究を進めてきた。
蓄電池の配置として、２００ｍ×１，０００ｍの範囲に１カ所蓄電池を設置するという分散型の蓄電池配置を考えて、蓄電池の台数，重量，容積を試算する。
蓄電池は当初ＮＡＳ電池を有力候補と考えてきたが、現在のＮＡＳ電池では、日本に運ぶ場合、保温のために電気を使うと７．５日で蓄えた電気を全部使ってしまうということが分かった。ここでは、ＮＥＤＯの開発目標０．７ｋＷｈ／ｋｇの蓄電池が開発されることを前提に将来想定の電池での蓄電と輸送を考える。
試算の前提条件（図５、参照）として、例えば２００ｍ×１，０００ｍの範囲のソーラセルで起こした電気は帆柱設置ユニットの電池（蓄電池１１４ａ〜１１４ｄ）に充電する。蓄電池１１４ａ、１１４ｂは日本への電力輸送用、蓄電池１１４ｃ、１１４ｄは帆柱設置ユニットの運用に使用する。蓄電池１１４ａ、１１４ｂはそれぞれ５日分、両方で１０日分を蓄電する。
蓄電池１１４ａ、１１４ｂの容量はそれぞれ、２００ｍ×１，０００ｍの範囲のソーラセルで起こす電気の１日分の８０％をそれぞれ５日分蓄電する。蓄電池１１４ｃ、１１４ｄは交互に残りの２０％を充電する容量とする（必要電力量は未計算）。蓄電池１１４ａ、１１４ｂに充電した電気は１０日ごとに運搬船で日本に運ぶ。交互に新しい電池に入れ替えるのと、積み替えの重量を軽くするため２つに分けている。
【００３４】
次に、電池の容量の試算について説明する。
例えば、分担面積は２００ｍ×１，０００ｍ＝２００，０００ｍ２、発生電力は８ｋＷｈ／ｍ２×０．１２×２００，０００ｍ２＝１９２，０００ｋＷｈ、１日分の電池の台数は１９２，０００ｋＷｈ÷５０ｋＷｈ＝３，８４０台、１日分の電池の重量は７０ｋｇ／台×３，８４０台＝２６９ｔ、１日分の電池の容積は０．７ｍ３／ｔ×２６９ｔ＝１８８ｍ３、蓄電池１１４ａの台数は３，８４０台×０．８×５日＝１５，３６０台、蓄電池１１４ａの重量は２６９ｔ×０．８×５日＝１，０７６ｔとなる。
蓄電池１１４ａの容積は１８８ｍ３×０．８×５日＝７５２ｍ３、この容積を立方体に換算すると３√７５２＝９．１ｍ→１０×１０×８ｍとなる。
蓄電池１１４ｃの台数は３，８４０台×０．２＝７６８台、蓄電池１１４ｃの重量は１，０７６ｔ×０．２＝５４ｔ、蓄電池１１４ｃの容積は１８８ｍ３×０．２＝３８ｍ３となる。この容積を立方体に換算すると、３√３８＝３．４ｍ、５×５×１．５ｍまたは５×４×２ｍとなる。
【００３５】
次に、インバータ１１５の容量の試算について説明する。
例えば、分担面積は２００ｍ×１，０００ｍ＝２００，０００ｍ２、発生電力は８ｋＷｈ／ｍ２×０．１２×２００，０００ｍ２÷８ｈ＝２４，０００ｋＷ、インバータ１１５の台数は２４，０００ｋＷ÷１，０００ｋＷ＝２４台、インバータ１１５の重量は２．５ｔ／台×２４台＝６０ｔとなる。
なお、帆柱設置ユニットは図４、図５に示す構造を備えているが、この帆柱設置ユニットを例えば図３または図４に示すソーラパネルを敷設した筏ユニットの外周部に多数配置し、各単体ユニットから発信される異常信号を受信した場合、当該単体ユニットに向かい、点検、部品交換などの作業を行い、元の保管位置に引き返し、次回の準備を終えて一連の作業を終了する。
この場合、最も短時間に信号を発信した単体ユニットに到着することが必要条件である。
【００３６】
次に、図６に示す側面図を参照して、帆柱設置ユニット１１０の構造について説明する。
補修用移動台車１１３は、ソーラパネルの異常信号を発信しているユニットまで必要な機材などを積載して筏上に設けられた通路上を移動するための補修用移動台車である。補修用移動台車の動力は主に電気モータを用いている。図６のように、ソーラパネルのユニットとユニットの間には、補修用移動台車が走行可能な通路を備えている。
帆柱設置ユニット１１０には、自走用のスクリュ１１６を設置して、風が無くても自走可能な構造とする。
図６では、走行用のスクリュ１１６を記載しているが、帆１１１を立てて航行することも可能である。
また、波の影響を極力抑えるため、（ヨットに使用されている）センタボードを複数設けること、あるいは走行安定用のスタビライザを張り出すことも可能である。センタボードおよびスタビライザは図示していない。
積載している備品の補助説明を以下に述べる。
補修用機材として、ここには、交換用ソーラセル、付着した塩などを清掃する用具、修理用工具類、などを格納している。
バッテリとしては、ソーラセルで発電した電気を貯蔵し日本に送るためのバッテリと、本帆柱設置ユニット１１０を走行するための動力用のバッテリの２つを搭載する。
休憩・操縦スペースとして、本帆柱設置ユニット１１０を操縦する機能を有する。
その他、長時間の作業に備えて休憩、寝具、厨房機器、トイレなど生活備品を備えている。
【００３７】
次に、図７（ａ）に示す筏１０１ａの上面構造図、図７（ｂ）（ｃ）に示す筏１０１ａと補修用移動台車１１３の側面断面図を参照して、補修用移動台車１１３の側面構造について説明する。
図７（ａ）において、筏１０１ａには、ソーラパネル１０２と、ソーラパネル列と当該ソーラパネル列に隣り合うソーラパネル列との間の通路１２１と、フロート１２２とを備えている。
一方、補修用移動台車１１３は、通路上を走行するタイヤ１２５、補修用移動台車１１３が筏上で静止した状態を維持するための台車アウトリガ１２６が設けられている。台車アウトリガ１２６は、補修用移動台車１１３が筏上を走行している際には補修用移動台車内に折りたたまれた状態で収納されている。
補修用移動台車１１３上には、資材を移動するためのクレーン１２０が設けられている。
補修用移動台車１１３は、筏１０１ａ上に設けられたソーラパネル１０２上を跨いで走行し、警報信号を発信した異常状態にあるソーラパネル上で保守点検作業を行うためにある。
補修用移動台車１１３は、ソーラパネルの保守点検がない正常状態にある場合、帆柱設置ユニット１１０上又はソーラセル筏１０１の外周部に配置されている。
【００３８】
次に、図８に示す模式図を参照して、蓄電と搬送方法について説明する。
ソーラセル筏１０１において、２００ｍ×１，０００ｍの範囲の電力を１０日分蓄電すると、将来想定の蓄電池でも１日分で２６９ｔ、１０日分では２，６９０ｔになる。前節の試算では帆柱設置ユニットで発電量の２０％を使用することを考えているので、帆柱設置ユニット上の電池１〜４の重量は２，２６０ｔになっている。これにインバータ１１５の重量を加えると合計で２，３２０ｔになる。
この試算結果から考えると、５ｋｍ×５ｋｍの範囲の電気を１カ所で集めることは難しく、分散型の電池の配置を前提に考える。
１例として、２ｋｍ×１２．５ｋｍの蛇型の筏構造（図４）を考えてみた。これなら、帆柱設置ユニットに蓄電したものを側面から運搬船に移動できそうである。上下の四角が帆柱設置ユニットであり、延長方向に１２６台設置する。台船上の電池に着色して区分した２００ｍ×１，０００ｍの範囲の電気を蓄電し、ここから運搬船に電池を移して、日本に運ぶ。
図９（ａ）に示すように、６船団により１０日で放電、２０日移動航海、１０日で充電、２０日で移動航海というサイクルを考える。なおこれからの検討によるが、バッテリごと積み替えることができれば、充電・放電時間はかなり短縮される可能性がある。
なお、電気エネルギを専門に回収するバッテリタンカを利用してもよい。
図９（ｂ）に示すように、洋上のソーラセルの発電電力ピークは設備稼働率を日本国並み（１４〜１５％）と仮定すると、１００万ｋＷ／０．１４＝約７００万ｋＷとする必要がある。
【００３９】
次に、図１０に示すブロック図を参照して、帆柱設置ユニットのハードウエア構成について説明する。
まず、セルユニット１３０の構成について説明する。
セルユニット１３０は、複数のソーラセル１３１の集合体で構成されている。セルユニット毎に、ソーラセルと配線ケーブルで結ばれた接続箱１３２が設けられ、接続箱１３２にはコンバータ、マイコン（コンピュータ）、モデムが設けられている。
各ソーラセル１３１には、発電量、温度などの基本情報を測定、送信する機能を有する。
接続箱１３２には、１セットのデータ収集に用いるマイコン（コンピュータ）が設けられ、各セル（１０．５ｍ×１０．５ｍ）に接続されている配線ケーブル毎に電圧計及び電流計を接続しておく。
【００４０】
各マイコンに設けられたメモリには、固有のＩＤが記憶されており、各セルとの間に接続されている配線ケーブルの番号（Ｎｏ）から不良セルの番号を確認できるように構成されている。
接続箱の近辺の代表点（２００ｍ×２００ｍに一個程度）を選び、照度計、温度計、風向・風力計、ＧＰＳ（位置情報）等のセンサ１３３を設置しておき、センサ１３３から出力されるセンサ情報を上記マイコンで収集するように構成されている。
接続箱１３２に設けられたコンバータは、各セルから夫々に供給される直流電力を高圧（例えば１０００Ｖ）の直流電力に変換し、送電線１３４に出力する。
なお、各セルから夫々に供給される直流電力を直列接続することにより高圧（例えば１０００Ｖ）の直流電力とし、送電線１３４に出力するように構成してもよい。
接続箱１３２に設けられたモデムは、送電線１３４を介して帆柱設置ユニット１３５（電力供給ユニット）の接続箱１３６Ａに設けられたモデムとの間で電力線通信ＰＬＣ方式の通信を行う。なお、セルユニット１３０と帆柱設置ユニット１３５との間の通信に無線通信を用いてもよい。
【００４１】
次に、帆柱設置ユニット１３５の構成について説明する。
帆柱設置ユニット１３５は、セルユニット１３０の運用・管理を行う目的で洋上の筏１０１側に配置されており、ソーラセルの保守点検に用いる資材や、運用・管理を行う人員が常時配備されている。また、帆柱設置ユニット１３５には、帆柱設置ユニットの停泊位置や、母船の停泊位置が設けられている。
セルユニット１３０から送信された各情報は、送電線１３４を介して帆柱設置ユニット１３５の接続箱１３６Ａに設けられたモデムに受信され、更にコンピュータ１３７Ａに出力される。
コンピュータ１３７Ａは、各セルユニット１３０からの情報を収集し、各情報を履歴情報としてデータベース１３８Ａに記憶しておき、必要に応じてオペレーションパネル１３９Ａなどに表示させる。
【００４２】
また、コンピュータ１３７Ａは、筏１０１の運行プランに基づいて運行航路を算出する。コンピュータ１３７Ａは、ＧＰＳ受信装置よりのＧＰＳ位置情報を収集・処理を行い筏１０１の航行制御を行う。コンピュータ１３７Ａは、時間平均照射量、風向、風力計、セルの角度、船の向きなどのデータより風による走力を計算し、航路を維持し、パネルを太陽の方向に向くように制御をする。このため、帆柱設置ユニット１３５は制御可能な稼働帆や、小型モータ駆動のスクリュなどを備えている。コンピュータ１３７Ａは、天候の予測（天気予報）のために気象衛星のデータ・情報の取得をする。
なお、コンピュータ１３７Ａは、内部にＲＯＭ、ＲＡＭ及びＣＰＵを有し、ＲＯＭからオペレーティングシステムＯＳを読み出してＲＡＭ上に展開してＯＳを起動し、ＯＳ管理下において、ＲＯＭからプログラムを読み出し、データ処理、制御処理等を実行する。
【００４３】
接続箱１３６Ａに設けられたコンバータは、各セルユニット１３０から電送線１３４を介して夫々に供給される高圧の直流電力を低圧の直流電力に変換し、配線ケーブルから各蓄電池１４１Ａに供給して充電する。
海上工場母船から帆柱設置ユニット１３５に電力供給についての要求があった場合に、帆柱設置ユニット１３５の接続箱１３６Ａに設けられたコンバータに海上工場母船からのケーブル１５１が接続され、蓄電池からコンバータを介して供給される電力を利用して、海上工場母船上に搭載されている例えばリチウム空気電池に電力を充電する。使用中の帆柱設置ユニット１３５上の蓄電池に蓄えた電力がなくなると、海上工場母船は次の帆柱設置ユニット１３５に移動して作業を継続する。
無線機１４０Ａは、コンピュータ１３７Ａに接続されており、他のユニット側の無線機１４０と相互に無線通信を行うことで情報を通信する。
その他、帆柱設置ユニット１３５は、筏１０１の４隅などの数箇所に備えたＧＰＳ受信装置からＧＰＳ情報を受信してコンピュータに位置情報を管理させている。
【００４４】
＜第１実施形態＞
次に、本発明の第１実施形態に係る再生可能エネルギ搬送再生方法について説明する。
本実施形態では、上述した帆柱設置ユニット１３５に備えられている蓄電池に代わって、リチウム空気電池を充電対象とした場合の再生可能エネルギ搬送再生方法について説明する。
図１１（ａ）（ｂ）に示す概要図を参照して、リチウム空気電池の構成について説明する。
リチウム空気電池２０１は、金属リチウムを陰極２０２の活物質とし、空気中の酸素を陽極２０３の活物質とし、放電可能な電池である。リチウムは金属のうち最もイオンになりやすくこれを陰極として用いると、陽極２０３との電位差が大きく、高い電圧が得られる。また原子の大きさが小さいため質量あたりの電気容量をかせげる。陽極２０３の活物質である酸素は電池セルに含める必要がないため、理論上リチウムイオン電池よりも大きな容量を期待できる。
電解質とは塩化ナトリウム（ＮａＣｌ）のように、水に溶かしたときにイオンになるものをいう。電解質の水溶液２０４は電気（イオン）が流れる。ここで、固体電解質とは固体状態のままでイオンが流れる（移動する）物質である。
空気極の放電容量密度ｍＡｈ／ｇは、電極の質量ｇ当たりの放電容量ミリアンペア時間である。
活物質は、電解質との化学反応によって、電子を放出したり、取り込んだりする物質である。電子を出す活物質を陰極活物質、電子を取り込む活物質を陽極活物質という。
【００４５】
以下に、リチウム空気電池２０１の放電時（ａ）及び充電時（ｂ）の動作について説明する。
なお、下記の内容は独立行政法人産業技術総合研究所がＷｅｂサイト上に提供している資料による。
（ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ａｉｓｔ．ｇｏ．ｊｐ／ａｉｓｔ＿ｊ／ｐｒｅｓｓ＿ｒｅｌｅａｓｅ／ｐｒ２００９／ｐｒ２００９０２２４／ｐｒ２００９０２２４．ｈｔｍｌ）
リチウム空気電池２０１の陰極２０２は金属Ｌｉであり、陽極２０３は多孔質炭素による空気極である。
（１）図１１（ａ）に示すように、放電時の電極における反応は次のようになる。
陰極２０２での反応：Ｌｉ→Ｌｉ＋＋ｅ−
金属リチウムがリチウムイオン（Ｌｉ＋）として有機電解液に溶解し、電子は導線に供給される。溶解したリチウムイオン（Ｌｉ＋）は固体電解質を通り抜けて陽極の水性電解液に移動する。
陽極２０３での反応：Ｏ２＋２Ｈ２Ｏ＋４ｅ−→４ＯＨ−
導線から電子が供給されて微細化カーボンの表面で空気中の酸素と水が反応して水酸イオン（ＯＨ−）が生じる。陽極の水性電解液においてリチウムイオン（Ｌｉ＋）と出会って水溶性の水酸化リチウム（ＬｉＯＨ）となる。
水溶性電解液が放電時に空気を取り込み高濃度ＬｉＯＨとなる。この濃くなったＬｉＯＨ溶液を運搬する（強アルカリ）。このとき、陰極２０２の金属Ｌｉは電解液に溶け出して少なくなる。
【００４６】
（２）図１１（ｂ）に示すように、充電時（洋上で発電電力による）の電極における反応は次のようになる。
陰極２０２での反応：Ｌｉ＋＋ｅ−→Ｌｉ
導線から電子が供給され、リチウムイオン（Ｌｉ＋）は陽極の水性電解液から固体電解質を通り抜けて陰極表面に達し、陰極において金属リチウムの析出反応が起こる。
陽極２０３での反応：４ＯＨ−→Ｏ２＋２Ｈ２Ｏ＋４ｅ−
酸素発生反応が生じる。発生した電子は導線に供給される。
水溶液のＬｉＯＨの濃度が下がり、陰極において金属リチウムの析出に応じて陰極の金属Ｌｉが増大する。本実施形態では、金属リチウムが析出した状態にある陰極を分離して運搬する。
【００４７】
図１２（ａ）〜（ｅ）に示す概要図を参照して、リチウム空気電池の構成及び再生方法について説明する。
図１２（ａ）は充電時の状態を示しており、蓄電池２０５には、複数の負電極２０７ａ、正電極２０７ｂ、電解液２０６が収容されていり、陰極２０７ａには金属リチウムが析出されている。
図１２（ｂ）は充電後の分離状態、すなわち、蓄電池２０５から、アルゴンガス雰囲気下において、陰極２０７ａを容器Ａ２０８ａ、電解液２０６を容器Ｂ２０８ｂに収容した状態を示している。陰極２０７ａは、アルゴンガス雰囲気下にあり、放電が不可能な状態にあるので、安定状態が維持される。
図１２（ｃ）は陰極２０７ａが収容された容器Ａ２０８ａを輸送することを示しており、容器Ａは運搬船で洋上から日本に輸送される。電解液２０６を収容した容器Ｂ２０８ｂを運搬船で洋上から日本に輸送するようにしてもよい。
図１２（ｄ）は蓄電池２０９を形成している途中の状態を示しており、容器Ａ２０８ａから取り出した陰極２０７ａが陽極２０７ｂを有する蓄電池２０９に設置されることを示している。
図１２（ｅ）は蓄電池２０９の放電可能状態（形成完了状態）を示しており、蓄電池２０９は、１個の負電極２０７ａ、１個の正電極２０７ｂ、電解液２０６が収容されている。
【００４８】
図１２に示す概要図、図１３に示すフローチャートを参照して、リチウム空気電池の再生方法について説明する。
（１）日本
日本では、利用者は、リチウム空気電池２０９から負荷側（例えば、車両）へ電力を放電させる。放電しなくなった車両からリチウム空気電池２０９を回収する。さらに、リチウム空気電池２０９から陰極２０７ａを分離して容器Ａ２０８ａに収容し、リチウムイオンを十分含んだ電解液２０６を容器Ｂ２０８ｂに収容することで回収する。
リチウム空気電池２０９の利用者には、新しい電池を提供することとする。
（２）運搬船
陰極２０７ａを収容した容器Ａ２０８ａ、電解液２０６を収容した容器Ｂ２０８ｂを運搬船で日本から海上工場母船に輸送する。
容器Ａ、容器Ｂを海上工場母船に供給する。
（３）海上工場母船
容器Ａから陰極２０７ａを取り出して電池容器２０５に設置し、容器Ｂから電解液２０６を電池容器２０５に注入する。
海上工場母船は筏船団と並行して動き、母船上で筏１０１のソーラセルで発電した電力を使ってリチウム空気電池２０５に充電する。この結果、１つのリチウム空気電池２０５において複数個の陰極２０７ａにおいて金属リチウムが析出する。
なお、海上工場母船は、帆柱設置ユニット１３５の接続箱１３６Ａに設けられたコンバータに接続され、蓄電池からコンバータを介して供給される電力を利用して、海上工場母船上に搭載されているリチウム空気電池に電力を充電する。使用中の帆柱設置ユニット１３５上の蓄電池に蓄えた電力がなくなると、海上工場母船は次の帆柱設置ユニット１３５に移動して作業を継続する。
【００４９】
（４）海上工場母船でのリチウムの製造
運搬船で運ばれたリチウム空気電池２０５に充電することにより、リチウムイオンが陰極２０２であるリチウム金属の表面に析出する。
次いで、リチウム空気電池２０５にアルゴンガスを注入しながら、電池容器２０５中の陰極２０７ａを容器Ｂ２０８ａに移して収容する。この結果、アルゴンガス雰囲気下で陰極２０７ａを有する容器Ａ２０８ａと、電解液を収容する容器Ｂ２０８ｂとが準備される。
（５）運搬船
海上工場母船で製造された陰極２０７ａを収容した容器Ａ２０８ａ（アルゴンガス雰囲気、電解液なし）と、電解液を収容した容器Ｂ２０８ｂを海上工場母船から運搬船に乗せ替えた後に、日本に輸送する。
日本に到着後、容器２０８ａ（アルゴンガス雰囲気、電解液なし）、容器Ｂ２０８ｂを陸揚げする。
（６）日本
容器Ａ２０８ａから陰極２０７ａを取り出して電池容器２０９に移動し、電解液２０６を容器Ｂ２０８ｂから電池容器２０９に注入し、リチウム空気電池２０９として組み立てる。
次いで、このリチウム空気電池２０９が出荷され、リチウム空気電池がユーザの車両に搭載されると、車両の運転時にリチウム空気電池から出力される電力が利用される。
次いで、工程（１）に戻す。放電後のリチウム空気電池から陰極２０７ａ及び電解液２０６を回収することにより、リチウムの循環サイクルができる。
【００５０】
なお、上記の（４）海上工場母船でのリチウムの製造工程において、リチウムイオンが析出した陰極２０７ａを容器２０８ａに収容し、この陰極２０７ａを収容した容器２０８ａを輸送（５）した後に、（６）日本において、リチウム空気電池２０９を組み立て、リチウム空気電池をユーザの車両に搭載するように構成した。しかしながら、本発明はこのような構成に限定されるものではない。
すなわち、車両に搭載されたリチウム空気電池の容器に着脱自在な陰極用カセットを設け、当該陰極用カセットに陰極２０７ａを収容するように構成してもよい。
【００５１】
詳しくは、図１４（ａ）〜（ｃ）に示す概要図を参照して、リチウム空気電池に用いる陰極用カセットの構成及び再生方法について説明する。
図１４（ａ）は海上工場母船でのリチウムの製造工程において、充電時の状態を示しており、蓄電池２７０には、正電極２７１、負電極が収容された着脱自在な陰極用カセット２７２、電解液（図示しない）が収容されている。陰極用カセット２７２には電解液が浸入可能なスリット２７３が設けられており、陰極用カセット２７２内の陰極２７２には金属リチウムが析出されている。
図１４（ｂ）は充電後の分離状態、すなわち、蓄電池２７０から、アルゴンガス雰囲気下において、陰極を収容した陰極用カセット２７２を袋状の容器２７４に収容した状態を示している。陰極用カセット２７２内の陰極は、アルゴンガス雰囲気下にあり、放電が不可能な状態にあるので、安定状態が維持される。容器２７４は運搬船で洋上から日本に輸送される。
日本のガソリンスタンドにおいて、袋状の容器２７４から取り出された陰極用カセット２７２を、車両に搭載されている蓄電池２７５の放電済みの陰極用カセットと交換することで補充が可能となる。
図１４（ｃ）は車両に搭載可能な蓄電池２７５を示しており、蓄電池２７５は、正電極２７６、陰極を収容した陰極用カセット２７２、電解液が収容されている。
【００５２】
このように、海上工場母船でのリチウムの製造工程において、リチウムイオンが析出した陰極２０７ａを着脱自在な陰極用カセットに収容し、この陰極を収容した陰極用カセットを日本に輸送した後に、日本のガソリンスタンドに到着した当該陰極用カセットと、車両に搭載されている放電済みの陰極用カセットを交換することで補充が可能となる。
放電済みの陰極を収容した陰極用カセットを海上工場母船に返送することで、陰極を収容した陰極用カセットを再利用することができる。
また、ガソリンスタンドにおいて、数回の陰極用カセットの交換後に、車両に搭載されたリチウム空気電池から電解液を抜き取って回収し、電解液中に溶解しているリチウム金属を再生するようにしてもよい。
なお、本実施形態においては、金属空気電池としてリチウム空気電池を一例にして説明したが、本発明はこのような構成に限定されるものではない。すなわち、金属空気電池は、陰極としてマグネシウム金属を有するマグネシウム空気電池、或いは陰極としてナトリウム金属を有するナトリウム空気電池か、或いは陰極としてカルシウム金属を有するカルシウム空気電池か、或いは陰極としてアルミニウム金属を有するアルミニウム空気電池か、或いは陰極として亜鉛金属を有する亜鉛空気電池であればよい。
【００５３】
本実施形態によれば、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び少なくとも１つの陰極を収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後の蓄電池から陰極を分離する分離工程と、分離工程により分離された陰極を容器に収容する収容工程と、陰極が収容された容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、第２地点への輸送後に、上記陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に容器から取り出した陰極を設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備える。
これにより、充電後の蓄電池から分離された陰極を容器に収容し、この容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送し、第２地点への輸送後に、上記陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に容器から取り出した陰極を設置することにより蓄電池として再生することで、蓄電池を復元することができ、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。
【００５４】
本実施形態によれば、再生工程は、上記電解液とは異なる新たな電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生する。
これにより、上記電解液とは異なる新たな電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生することで、蓄電池を復元することができる。
また、本実施形態によれば、充電後の蓄電池から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を電解液容器に収容する収容工程と、を備え、輸送工程では、収容工程により電解液が収容された電解液容器を第１地点から第２地点に輸送し、再生工程では、電解液容器に収容された電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生する。
これにより、充電後の蓄電池から排出された電解液を電解液容器に収容しておき、電解液が収容された電解液容器を第１地点から第２地点に輸送し、電解液容器に収容された電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生することで、蓄電池を復元することができる。
さらに、本実施形態によれば、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から陰極を分離する分離工程と、分離工程により分離された陰極を容器に収容する収容工程と、陰極が収容された容器を第２地点から第１地点に返送する返送工程と、返送工程により返送された蓄電池を充電工程に戻す循環工程と、を備える。
これにより、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から分離された陰極を容器に収容し、陰極が収容された容器を第２地点から第１地点に返送し、返送工程により返送された陰極を充電工程に戻すことで、陰極を再利用することができる。
また、本実施形態によれば、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を電解液容器に収容する収容工程と、収容工程により電解液が収容された電解液容器を第２地点から第１地点に返送する返送工程と、返送工程により返送された電解液容器から電解液を蓄電池に注入することにより蓄電池として再生する。
これにより、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から排出された電解液を電解液容器に収容し、電解液が収容された電解液容器を第２地点から第１地点に返送し、返送された電解液容器から電解液を蓄電池に注入することにより蓄電池として再生することで、電解液を再利用することができる。
【００５５】
本実施形態によれば、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び陰極を収容した陰極用カセットを収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後の蓄電池から陰極を収容した陰極用カセットを分離する分離工程と、陰極が収容された陰極用カセットを第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、第２地点への輸送後に、陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に陰極用カセットを設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備える。
これにより、充電後の蓄電池から陰極を収容した陰極用カセットを分離し、陰極が収容された陰極用カセットを第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送し、第２地点への輸送後に、陽極とは異なる陽極を有する蓄電池容器に陰極用カセットを設置することにより蓄電池として再生することで、蓄電池を復元することができ、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。
また、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から陰極を収容した陰極用カセットを分離する分離工程と、陰極が収容された陰極用カセットを第２地点から第１地点に返送する返送工程と、返送工程により返送された陰極を収容した陰極用カセットを充電工程に戻す循環工程と、を備えることを特徴とする。
これにより、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から陰極を収容した陰極用カセットを分離し、陰極が収容された陰極用カセットを第２地点から第１地点に返送し、返送された陰極を収容した陰極用カセットを充電工程に戻すことで、陰極を収容した陰極用カセットを再利用することができる。
【００５６】
＜変形例＞
本実施形態の変形例として、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び陰極を収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後の蓄電池から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を容器に収容する収容工程と、排出工程により電解液が排出された蓄電池と収容工程により電解液が収容された容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、第２地点への輸送後に、容器に収容された電解液を蓄電池に注入することにより蓄電池を放電可能状態に復元する復元工程と、を備えてもよい。
これにより、充電後の蓄電池から電解液を容器に収容し、電解液が排出された蓄電池と、電解液が収容された容器を第１地点から第２地点に輸送し、輸送後に、容器に収容された電解液を蓄電池に注入することで、蓄電池を放電可能状態に復元することができ、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。
【００５７】
本実施形態によれば、蓄電池が復元工程により放電可能状態に復元された場合に、蓄電池から電力が放電されたときに、当該蓄電池を第２地点から第１地点に返送する返送工程と、返送工程により返送された蓄電池を充電工程に戻す循環工程と、を備える。
これにより、蓄電池が放電可能状態に復元された場合に、蓄電池から電力が放電されたときに、当該蓄電池を第２地点から第１地点に返送し、返送された蓄電池を充電するので、蓄電池を再利用することができる。
【００５８】
＜第２実施形態＞
次に、本発明の第２実施形態に係る再生可能エネルギ搬送再生方法について説明する。
本実施形態では、上述した帆柱設置ユニット１３５に備えられている蓄電池に代わって、リチウム空気電池を充電対象とした場合の再生可能エネルギ搬送再生方法について説明する。
図１５（ａ）〜（ｇ）に示す概要図を参照して、リチウム空気電池の構成について説明する。
図１５（ａ）は充電時の状態を示しており、蓄電池２１０は、第１収容室Ｒ１、第２収容室Ｒ２を備え、第１収容室Ｒ１と第２収容室Ｒ２の間に界壁２１１を備え、界壁２１１の一部に開口部２１２を備えている。第１収容室Ｒ１には負電極２１５ａ、正電極２１５ｂ、電解液２１４が収容されている。充電時には、第１収容室Ｒ１内の電解液２１４に溶けていたリチウムが陰極にリチウムイオンとして析出する。
界壁２１１に設けられた開口部の前面位置まで可動壁２１３を移動することで、開口部２１２を覆うことができ、第１収容室Ｒ１と第２収容室Ｒ２の間での電解液２１４の移動を防止することができる。
図１５（ｂ）は充電後の分離準備状態を示しており、界壁２１１に設けられた開口部２１２の前面位置から可動壁２１３を横方向に移動することで、可動壁２１３で覆われていた開口部２１２が開口状態になる。
図１５（ｃ）は充電後の分離状態、すなわち、蓄電池２１０を９０度時計回りに回転させた状態を示しており、アルゴンガス雰囲気下において、電解液２１４が第１収容室Ｒ１から開口部２１２を通過して第２収容室Ｒ２に落下移動（紙面下方向が重力方向）させることができる。
【００５９】
図１５（ｄ）は充電・放電が不可能な状態、すなわち、蓄電池２１０を９０度反時計回りに回転させた状態を示しており、電解液２１４が第２収容室Ｒ２に移動され、開口部２１２の前面位置に可動壁２１３が移動して、第１収容室Ｒ１と第２収容室Ｒ２の間での電解液２１４の移動を防止することができる。このとき、第１収容室Ｒ１内の陽極及び陰極はアルゴンガス雰囲気下にあるので、安定状態を維持される。
図１５（ｅ）は蓄電池２１０の輸送を示しており、蓄電池２１０は運搬船で洋上から日本に輸送される。
図１５（ｆ）は蓄電池２１０の復元状態を示しており、開口部２１２の前面位置から可動壁２１３を横方向に移動することで、可動壁２１３で覆われていた開口部２１２が開口状態になる。さらに、蓄電池２１０を９０度反時計回りに回転させた状態を示しており、電解液２１４が第２収容室Ｒ２から開口部２１２を通過して第１収容室Ｒ１に落下移動（紙面下方向が重力方向）させることができる。
図１５（ｇ）は蓄電池２１０の放電可能状態を示しており、電解液２１４が第１収容室Ｒ１に移動され、開口部２１２の前面位置に可動壁２１３が移動して、第１収容室Ｒ１と第２収容室Ｒ２の間での電解液２１４の移動を防止することができる。
【００６０】
図１６に示すフローチャートを参照して、リチウム空気電池に適用して再生可能エネルギ再生方法について説明する。
（１）海上工場母船
海上工場母船は、帆柱設置ユニット１３５の接続箱１３６Ａに設けられたコンバータに接続され、蓄電池からコンバータを介して供給される電力を利用して、海上工場母船上に搭載されているリチウム空気電池に電力を充電する。これにより、電解液２１４に溶けていたリチウムが陰極にリチウムイオンとして析出する。
ここで、使用中の帆柱設置ユニット１３５上の蓄電池に蓄えた電力がなくなると、海上工場母船は次の帆柱設置ユニット１３５に移動して作業を継続する。
（２）分離
蓄電池においてリチウムイオンが析出した陰極を電解液から分離することで、リチウム空気電池を放電不可能状態にする。
すなわち、充電完了時に、アルゴンガス雰囲気下において、電解液を第１収容室Ｒ１から界壁２１１に設けられた開口部２１２から第２収容室Ｒ２に排出し、放電不可能状態に変更する。電解液の移動が終了したときに、界壁２１１に設けられた開口部２１２を覆うように可動壁を移動する。なお、分離後はリチウムイオンが析出した陰極を保護するために、第１収容室Ｒ１にアルゴンガスを注入しておくことが好ましい。
（３）輸送
陽極、陰極、電解液が分離状態である蓄電池を運搬船に荷積みし、運搬船で洋上（第１地点）から日本（第２地点）に輸送する。
【００６１】
（４）復元
日本（第２地点）に輸送された蓄電池２１０の陽極、陰極、電解液を放電可能状態に復元する。
すなわち、アルゴンガス雰囲気下において、電解液を第２収容室Ｒ２から界壁２１１に設けられた開口部２１２から第１収容室Ｒ１に排出し、放電可能状態に変更する。
この蓄電池２１０をリチウム空気電池として組み立てておき、このリチウム空気電池を出荷する。
（５）放電
リチウム空気電池から負荷側へ放電する。
（６）回収
運搬船で日本（第２地点）から洋上（第１地点）に輸送する。
工程（１）に戻す。放電後のリチウム空気電池を回収することにより、リチウムの循環サイクルができる。
【００６２】
本実施形態によれば、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを備えた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び陰極を第１収容室に収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後に蓄電池に設けられた第１収容室から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を蓄電池に設けられた第１収容室とは異なる第２収容室に収容する収容工程と、収容工程後の蓄電池を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、輸送工程により第２地点への輸送後に、蓄電池の第２収容室に収容された電解液を第１収容室に注入することにより蓄電池を放電可能状態に復元する復元工程と、を備える。
これにより、充電後に蓄電池に設けられた第１収容室から電解液を排出し、排出された電解液を蓄電池に設けられた第２収容室に収容し、蓄電池を第１地点から第２地点に輸送し、第２地点への輸送後に、蓄電池の第２収容室に収容された電解液を第１収容室に注入することにより蓄電池を放電可能状態に復元することができ、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。
【００６３】
本実施形態によれば、蓄電池が復元工程により放電可能状態に復元された場合に、蓄電池から電力が放電されたときに、当該蓄電池を第２地点から第１地点に返送する返送工程と、返送工程により返送された蓄電池を充電工程に戻す循環工程と、を備える。
これにより、蓄電池が放電可能状態に復元された場合に、蓄電池から電力が放電されたときに、当該蓄電池を第２地点から第１地点に返送し、返送された蓄電池を充電するので、蓄電池を再利用することができる。
【００６４】
＜変形例＞
本実施形態の変形例として、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び陰極を収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後の蓄電池から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を容器に収容する収容工程と、排出工程により電解液が排出された蓄電池と収容工程により電解液が収容された容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、第２地点への輸送後に、容器に収容された電解液を蓄電池に注入することにより蓄電池を放電可能状態に復元する復元工程と、を備えてもよい。
これにより、充電後の蓄電池から電解液を容器に収容し、電解液が排出された蓄電池と、電解液が収容された容器を第１地点から第２地点に輸送し、輸送後に、容器に収容された電解液を蓄電池に注入することで、蓄電池を放電可能状態に復元することができ、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。
【００６５】
＜第３実施形態＞
次に、本発明の第３実施形態に係る再生可能エネルギ搬送再生方法について説明する。
本実施形態では、上述した帆柱設置ユニット１３５に備えられている蓄電池に代わって、マグネシウム空気電池を充電対象とした場合の再生可能エネルギ搬送再生方法について説明する。
図１７は、マグネシウム空気電池２３０の構成を示す図である。なお、図１７に示すマグネシウム空気電池の構成は、特開２０１２−２３４７９９号公報に記載されている。
図１７に示すように、電池２３０は、マグネシウム合金からなる陰極材２３２と、陽極材としての空気（酸素）に電子を供給する陽極集電体２３６と、陰極材２３２と陽極集電体２３６との間に配置されるセパレータ２３４と、陰極で発生したマグネシウムイオン（Ｍｇ２＋）を溶出させるための電解液２３８と、電解液２３８を貯留しておくための電解液槽２４０とを備えている。
【００６６】
陰極材２３２は、マグネシウム合金によって構成される。マグネシウム合金とは、マグネシウム（Ｍｇ）を主成分とする合金、例えば、マグネシウムを５０重量％以上含有する合金のことである。
セパレータ２３４は、陰極材２３２と陽極集電体２３６との間に配置されている。セパレータ２３４は、陰極材２３２と陽極集電体２３６の間での短絡を防止するとともに、電解液槽２４０に貯留されている電解液２３８を吸い上げて当該電解液２３８を保持する役割を有している。セパレータ２３４としては、例えば、ポリエチレン繊維、ポリプロピレン繊維、ガラス繊維、樹脂不織布、ガラス不織布、濾紙等を用いることができる。
【００６７】
陽極集電体２３６は、陽極材としての空気中の酸素に電子を供給する役割を有している。陽極集電体２３６の材料は、導電性を有する材料であれば特に制限されるものではなく、例えば、活性炭、炭素繊維、カーボンフェルトなどの炭素質材料や、鉄、銅などの金属材料等を用いることができる。陽極集電体２３６の材料としては、空気中の酸素との接触面積が大きく集電効率に優れているという観点から、炭素粉末を用いることが特に好ましい。
電解液２３８は、陰極材２３２で発生したマグネシウムイオン（Ｍｇ２＋）を溶出させるともに、酸素と反応する水（Ｈ２Ｏ）を陽極に供給する役割を有している。電解液２３８としては、酸性、アルカリ性、あるいは中性の水溶液を用いることができる。例えば、塩化ナトリウム水溶液、水酸化ナトリウム水溶液、炭酸水素ナトリウム水溶液、及び過炭酸ナトリウム水溶液からなる群から選ばれる少なくとも１つを用いることができる。
【００６８】
電解液槽２４０の形状や材料などは特に制限されるものではなく、電解液１８を貯留することのできるのであればどのようなものでも用いることができる。例えば、ポリプロピレン等の合成樹脂によって形成された容器を電解液槽２４０として用いることができる。
陽極集電体２３６の空気に接する側の表面に対して、銅などの導電性材料からなるワイヤ等を取り付けても良い。これにより、酸素と陽極集電体２３６との接触面積を増加させることが可能であり、電池２３０の陽極における集電効率をさらに高めることができる。
なお、図１７では、陰極材２３２、セパレータ２３４、及び陽極集電体２３６が順番に積層されることで電池２３０が構成されている例を示しているが、電池２３０の構成はこのようなものに限定されるものではない。例えば、板状の陰極材２３２の周囲に、セパレータ２３４及び陽極集電体２３６を順番に巻き付けることで電池２３０を構成することもできる。
【００６９】
ここで、マグネシウム空気電池の反応について説明する。
上述したように、マグネシウム空気電池は、アルミニウム及びカルシウムを含むマグネシウム合金からなる陰極材を備え、空気中の酸素を陽極活物質（電子を受け取る物質）とし、マグネシウムを陰極活物質（電子を放出する物質）とする電池である。
陰極のマグネシウムは、電子を放出してマグネシウムイオンとなって電解液中に溶出する。一方、陽極では、酸素と水が電子を受け取って水酸化物イオンとなる。電池全体で見ると、マグネシウム、酸素、及び水から水酸化マグネシウム（Ｍｇ（ＯＨ）２）が生成することで両極間に起電力が発生する。陽極及び陰極でのそれぞれの反応式は、以下の通りとなる。
【００７０】
陽極：Ｏ２＋２Ｈ２Ｏ＋４ｅ−→４ＯＨ−
陰極：２Ｍｇ→２Ｍｇ２＋＋４ｅ−
全体：２Ｍｇ＋Ｏ２＋２Ｈ２Ｏ→２Ｍｇ（ＯＨ）２↓
【００７１】
図１８に示すフローチャートを参照して、マグネシウム空気電池を再生可能エネルギ再生方法に適用して説明する。
再生可能エネルギをマグネシウムに変換して運ぶ場合のフローチャートについて説明する。
（１）日本
日本では、利用者は、マグネシウム空気電池から負荷側（例えば、車両）へ電力を放電させる。放電しなくなったマグネシウム空気電池を回収する。さらに、マグネシウム空気電池から陽極及び陰極が一体化した電極部を分離して容器Ａに収容し、マグネシウムイオンを十分含んだ電解液を容器Ｂに収容することで回収する。
マグネシウム空気電池の利用者には、新しい電池を提供することとする。
（２）運搬船
陽極及び陰極が一体化した電極部を収容した容器Ａ、電解液を収容した容器Ｂを運搬船で日本から海上工場母船に輸送する。
容器Ａ、容器Ｂを海上工場母船に供給する。
【００７２】
（３）海上工場母船
容器Ａから陽極及び陰極が一体化した電極部を取り出して電池容器に設置し、容器Ｂから電解液を電池容器に注入する。
海上工場母船は筏船団と並行して動き、母船上で筏１０１のソーラセルで発電した電力を使ってマグネシウム空気電池に充電する。この結果、マグネシウム空気電池において陽極及び陰極が一体化した電極部の陰極において金属マグネシウムが析出する。
なお、海上工場母船は、帆柱設置ユニット１３５の接続箱１３６Ａに設けられたコンバータに接続され、蓄電池からコンバータを介して供給される電力を利用して、海上工場母船上に搭載されているマグネシウム空気電池に電力を充電する。使用中の帆柱設置ユニット１３５上の蓄電池に蓄えた電力がなくなると、海上工場母船は次の帆柱設置ユニット１３５に移動して作業を継続する。
（４）海上工場母船でのマグネシウムの製造
運搬船で運ばれたマグネシウム空気電池に充電することにより、マグネシウムイオンが陰極であるマグネシウム金属の表面に析出する。
次いで、マグネシウム空気電池にアルゴンガスを注入しながら、陽極及び陰極が一体化した電極部を容器Ａに収容し、電池容器中の電解液を容器Ｂに移して収容することで、電池容器を放電が不可能状態にする。この結果、アルゴンガス雰囲気下で陽極及び陰極が一体化した電極部を有する容器Ａと、電解液を収容する容器Ｂとが準備される。
【００７３】
（５）運搬船
海上工場母船で製造された陽極及び陰極が一体化した電極部を有する容器Ａ（アルゴンガス雰囲気、電解液なし）と、電解液を収容した容器Ｂを海上工場母船から運搬船に乗せ替えた後に、日本に輸送する。
日本に到着後、容器Ａ（アルゴンガス雰囲気、電解液なし）、容器Ｂを陸揚げする。
（６）日本
陽極及び陰極が一体化した電極部を有する容器Ａから電極部を電池容器に移動し、電解液を収容した容器Ｂから電解液を電池容器に移動し、マグネシウム空気電池として組み立てることで、アルゴンガスが徐々に抜ける。
次いで、このマグネシウム空気電池が出荷され、マグネシウム空気電池がユーザの車両に搭載されると、車両の運転時にマグネシウム空気電池から出力される電力が利用される。
次いで、工程（１）に戻す。放電後のマグネシウム空気電池を回収することにより、マグネシウムの循環サイクルができる。
【００７４】
ここで、第１実施形態〜第３実施形態において、採用した金属Ｌｉ（リチウム）、金属Ｍｇ（マグネシウム）の性質について説明する。
金属Ｌｉは、乾燥空気中ではほとんど変化はないが、水分があると常温でも窒素と反応しＬｉ３Ｎを生じる。
空気中で熱すると燃焼してＬｉ２Ｏになる。このため金属Ｌｉはアルゴン雰囲気下で取り扱う必要がある。水との反応はアルカリ金属中最も穏やかであるが、大量のリチウムが水と反応すると発火する。
一方、金属Ｍｇは、酸素と結合しやすく強い還元性を持っている。空気中に放置すると表面酸化が起こる。また、二酸化炭素、水、亜硫酸とも反応するが、いずれも不動態皮膜となるためアルカリ金属やカルシウムと異なり腐食は進行せず、鉱油中で保存する必要はない。空気中で加熱すると炎と強い光を発して燃焼する。このため金属Ｍｇもアルゴン雰囲気下で取り扱う必要がある。
【００７５】
本実施形態によれば、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを備えた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極及び陰極が一体化された電極部を収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後の蓄電池から電極部を分離する分離工程と、分離工程により分離された電極部を容器に収容する収容工程と、電極部が収容された容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、第２地点への輸送後に、蓄電池容器に容器から取り出した電極部を設置することにより蓄電池として再生する再生工程と、を備える。
これにより、充電後の蓄電池から分離された陽極及び陰極が一体化された電極部を容器に収容し、この容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送し、第２地点への輸送後に、蓄電池容器に容器から取り出した陽極及び陰極が一体化された電極部を設置することにより蓄電池として再生することで、蓄電池を復元することができ、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。
【００７６】
本実施形態によれば、再生工程は、電解液とは異なる新たな電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生する。
これにより、電解液とは異なる新たな電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生することで、蓄電池を復元することができる。
また、本実施形態によれば、充電後の蓄電池から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を電解液容器に収容する収容工程と、を備え、輸送工程では、収容工程により電解液が収容された電解液容器を第１地点から第２地点に輸送し、再生工程では、電解液容器に収容された電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生する。
これにより、充電後の蓄電池から排出された電解液を電解液容器に収容しておき、電解液が収容された電解液容器を第１地点から第２地点に輸送し、電解液容器に収容された電解液を蓄電池容器に注入することにより蓄電池として再生することで、蓄電池を復元することができる。
【００７７】
さらに、本実施形態によれば、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から陽極及び陰極が一体化された電極部を分離する分離工程と、分離工程により分離された陽極及び陰極が一体化された電極部を容器に収容する収容工程と、陽極及び陰極が一体化された電極部が収容された容器を第２地点から第１地点に返送する返送工程と、返送工程により返送された容器から陽極及び陰極が一体化された電極部を摘出し当該電極部を充電工程に戻す循環工程と、を備える。
これにより、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から分離された陽極及び陰極が一体化された電極部を容器に収容し、陽極及び陰極が一体化された電極部が収容された容器を第２地点から第１地点に返送し、する返送工程と、返送工程により返送された陽極及び陰極が一体化された電極部を充電工程に戻すことで、陰極を再利用することができる。
また、本実施形態によれば、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を電解液容器に収容する収容工程と、収容工程により電解液が収容された電解液容器を第２地点から第１地点に返送する返送工程と、返送工程により返送された電解液容器から電解液を蓄電池に注入することにより蓄電池として再生する。
これにより、蓄電池から電力が放電された場合に、当該蓄電池から排出された電解液を電解液容器に収容し、電解液が収容された電解液容器を第２地点から第１地点に返送し、返送された電解液容器から電解液を蓄電池に注入することにより蓄電池として再生することで、電解液を再利用することができる。
【００７８】
＜変形例＞
本実施形態の変形例として、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットを用いた再生可能エネルギ再生方法であって、金属イオンを含有する電解液、陽極、及び陰極を収容した蓄電池に電力供給ユニットから供給される直流電力を充電し、陰極に金属イオンを析出させる充電工程と、充電後の蓄電池から電解液を排出する排出工程と、排出工程により排出された電解液を容器に収容する収容工程と、排出工程により電解液が排出された蓄電池と収容工程により電解液が収容された容器を第１地点から第１地点とは異なる第２地点に輸送する輸送工程と、第２地点への輸送後に、容器に収容された電解液を蓄電池に注入することにより蓄電池を放電可能状態に復元する復元工程と、を備えてもよい。
これにより、充電後の蓄電池から電解液を容器に収容し、電解液が排出された蓄電池と、電解液が収容された容器を第１地点から第２地点に輸送し、輸送後に、容器に収容された電解液を蓄電池に注入することで、蓄電池を放電可能状態に復元することができ、再生可能エネルギを利用してエネルギを回収する際に、製造した電力の損失を抑えた状態で輸送することができる。
【００７９】
＜変形例＞
第１実施形態〜第３実施形態においては、陰極に金属Ｌｉ（リチウム）、又は金属Ｍｇ（マグネシウム）を採用して説明したが、変形例としては以下の金属を陰極に採用することができる。
以下に金属空気電池の陰極金属の違いによる放電容量比較表を示す。
【００８０】
【表１】
2015115987.tif 000003
【００８１】
表１に示すように、蓄電池である金属空気電池は、陰極としてリチウム金属を有するリチウム空気電池か、或いは陰極としてマグネシウム金属を有するマグネシウム空気電池、或いは陰極としてナトリウム金属を有するナトリウム空気電池か、或いは陰極としてカルシウム金属を有するカルシウム空気電池か、或いは陰極としてアルミニウム金属を有するアルミニウム空気電池か、或いは陰極として亜鉛金属を有する亜鉛空気電池であればよい。
【００８２】
＜第４実施形態＞
次に、本発明の第４実施形態に係る再生可能エネルギ製造方法、発電方法、再生方法について説明する。
本実施形態では、上述した帆柱設置ユニット１３５に備えられている蓄電池に代わって、海水を対象として電気分解してマグネシウムを製造する場合の再生可能エネルギ製造方法、発電方法、再生方法について説明する。
図１９に示すフローチャートを参照して、マグネシウムＭｇの製造方法及び発電方法を再生方法に適用して説明する。
マグネシウムに変換して運ぶ場合について、フローチャートに従って説明する。
海上工場母船において、海上工場母船は筏船団と並行して動き、母船上で筏１０１のソーラセルで発電した電力を使ってマグネシウムを製造する。
なお、海上工場母船は、帆柱設置ユニット１３５の接続箱１３６Ａに設けられたコンバータに接続され、蓄電池からコンバータを介して供給される電力を利用して、海上工場母船上に搭載されているマグネシウム製造システムに電力を供給する。使用中の帆柱設置ユニット１３５上の蓄電池に蓄えた電力がなくなると、海上工場母船は次の帆柱設置ユニット１３５に移動して作業を継続する。
【００８３】
（１）海上工場母船上でのマグネシウム製造
一般に、塩田での作業のように、海水から水分を蒸発させ、水分を少なくした状態で加熱し、塩分を塩化ナトリウム（ＮａＣｌ）として取り出す。
なお、海水中のマグネシウム濃度は１．２７ｇ／ｋｇ海水である。
脱水機で水分を奪うことで残った酸化マグネシウム（ＭｇＯ）に塩酸（ＨＣｌ）を加え、塩化マグネシウムにする。
また、図２０に示すような方法がある。まず、海水を反応槽２５０に供給し、さらに水酸化ナトリウム（ＮａＯＨ）とポリマを加え、攪拌する。反応槽２５０から排出された液体を沈殿槽２５１に与え、沈殿された固形分をポンプ２５２で吸引して脱水機２５３に与え、水酸化マグネシウムを得る。この水酸化マグネシウムを溶解槽２５４に与え、さらに塩酸（ＨＣｌ）を加え、塩化マグネシウムを得る。
帆柱設置ユニット１３５のコンバータから供給される電力により、塩化マグネシウムを電気分解することで、マグネシウムを得る。
なお、運搬船で、日本でマグネシウムを燃焼させた後にできる酸化マグネシウムが海上工場母船に運ばれるようになると、海水から酸化マグネシウムを得る工程は不要になり、（２）項からの作業を行うことになる。
【００８４】
マグネシウムは、難燃性マグネシウムに加工する。
ここで、上述した難燃性マグネシウムについて説明する。
難燃性マグネシウムは、Ｍｇ−Ａｌ−Ｃａの合金である。難燃性マグネシウム合金は、通常のマグネシウム合金にカルシウムを添加することにより発火温度を２００〜３００℃上昇させている。
このマグネシウム合金は、軽量・比強度・比剛性・リサイクル性等の優れた特徴を有している。
マグネシウムは実用金属において最も軽く、比強度・比剛性、振動吸収性（減衰能）、切削性、リサイクル性に優れているため、環境負荷低減に向けた各種構造体の軽量化、振動・騒音の低減等、様々な分野において用途拡大が期待されている。
マグネシウム合金は、非常に活性で燃えやすい性質を有するが、難燃性マグネシウム合金は発火温度を２００〜３００℃上昇させることで、この問題点を改良した画期的な軽金属材料である。
【００８５】
（３）運搬船
難燃のマグネシウムを運搬船で海上工場母船から日本に運ぶ。
日本のマグネシウム火力発電所の近くで燃料のマグネシウムを陸揚げする。
（４）日本のマグネシウム火力発電所
マグネシウムを燃料とする火力発電所で発電を行う。
発電はガスタービンによる発電と高温のガスを利用した蒸気発電を組み合わせて高効率の発電を行う。
燃焼させたマグネシウムは酸化マグネシウムとして灰になって残るので、これを回収する。
（５）運搬船
発電所から回収された酸化マグネシウムを運搬船で日本から海上工場母船に運ぶ。
海上工場母船に酸化マグネシウムを渡し、新たに製造されたマグネシウムを受け取り日本に持ち帰る。
マグネシウムを燃焼させて灰になったものが酸化マグネシウムであり、これによりマグネシウムの循環のサイクルができる。
【００８６】
図２１に示す概要図を参照して、マグネシウムＭｇの発電方法について説明する。
なお、図２１に示す概要図は矢部孝氏及び山路哲也氏による著作「マグネシウム文明論」（ｐ１６９）より抜粋したものである。
（１）粉末状の金属マグネシウムと水を反応させれば水素が発生する、マグネシウムの粒を細かくすると、格段に反応スピードが速くなる。更に反応スピードが速くなってくると、水素も燃えはじめる。水素も酸素と反応して水（水蒸気）として、吹き出てくる。水素によりガスタービン２６０を回転して発電機２６１で発電する。
（２）ガスタービン２６０の高温ガスをボイラ２６２に送り高温の蒸気を作り、この蒸気で蒸気タービン２６３を回転して発電機２６４でも発電する。蒸気タービン２６３から排出される蒸気は復水器２６５で海水と熱交換されボイラ２６２に戻される。
（３）ガスタービン２６０と蒸気タービン２６３を併用することにより、発電効率を上げることができる。
【００８７】
本実施形態によれば、水上に浮遊する浮体に配列され、再生可能エネルギを利用して発電された直流電力を出力する電力供給ユニットと、電力供給ユニットから供給される直流電力を利用して海水を収容し、海水からマグネシウムを製造する製造ユニットと、を用いた再生可能エネルギ再生方法であって、製造ユニットは、収容した海水から水分を蒸発させる蒸発工程と、蒸発工程により水分が減少した海水を加熱することにより塩分を分離する分離工程と、分離工程において残存した酸化マグネシウムに塩素を加えることにより無水塩化マグネシウムを生成する第１生成工程と、電力供給ユニットから供給される直流電力を利用して無水塩化マグネシウムを電気分解することによりマグネシウムを生成する第２生成工程と、マグネシウムにカルシウムを添加して難燃性マグネシウムに加工する加工工程と、を備える。
これにより、海水から水分を蒸発させ、水分が減少した海水を加熱することにより塩分を分離し、残存した酸化マグネシウムに塩素を加えることにより無水塩化マグネシウムを生成し、電力供給ユニットから供給される直流電力を利用して無水塩化マグネシウムを電気分解することによりマグネシウムを生成し、マグネシウムにカルシウムを添加して難燃性マグネシウムに加工することで、海水から難燃性マグネシウムを回収することができる。さらに、製造した電力の損失を抑えた状態で難燃性マグネシウムを輸送することができる。
【００８８】
本実施形態によれば、加工工程により加工された難燃性マグネシウムを火力発電所に輸送する輸送工程を備え、火力発電所は、難燃性マグネシウムを燃料として高温ガスを発生する燃焼工程と、高温ガスをガスタービンに与え発電する発電工程と、を備える。
これにより、難燃性マグネシウムを燃料として高温ガスを発生し、ガスタービンに与え発電することができる。
【００８９】
本実施形態によれば、燃焼工程において残存した酸化マグネシウムを製造ユニットに輸送する輸送工程と、製造ユニットは、輸送工程により輸送された酸化マグネシウムを第１生成工程に戻す循環工程を備える。
これにより、燃焼後に残存した酸化マグネシウムを輸送することで、酸化マグネシウムを再利用することができる。
【符号の説明】
【００９０】
１００…太陽光発電システム、１０１…筏、１１０…帆柱設置ユニット、１１１…帆柱、１１２…資材置場、１１３…補修用移動台車、１１５…インバータ、１１６…スクリュ、１１１…帆、１２１…通路、１２２…フロート、１２５…車輪、１２６…台車アウトリガ、１２０…クレーン、１３０…セルユニット、１３２…接続箱、１３３…センサ、１３４…送電線、１３５…帆柱設置ユニット、１５０…海上工場母船、２０１…リチウム空気電池、２０２…陰極、２０３…陽極、２０４…水溶液、２０１…リチウム空気電池、２０１…電池容器、２１１…界壁、２１２…開口部、２１４…電解液、２１３…可動壁、２３０…マグネシウム空気電池、２３２…陰極材、２３６…陽極集電体、２３４…セパレータ、２４０…電解液槽、２５０…反応槽、２５１…沈殿槽、２５２…ポンプ、２５３…脱水機、２５４…溶解槽、２６０…ガスタービン、２６１…発電機、２６２…ボイラ、２６３…蒸気タービン、２６５…復水器
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
2015115987.tif 000013
【図１１】
2015115987.tif 000014
【図１２】
2015115987.tif 000015
【図１３】
2015115987.tif 000016
【図１４】
2015115987.tif 000017
【図１５】
2015115987.tif 000018
【図１６】
2015115987.tif 000019
【図１７】
2015115987.tif 000020
【図１８】
2015115987.tif 000021
【図１９】
2015115987.tif 000022
【図２０】
2015115987.tif 000023
【図２１】
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