TECHNO-ECONOMIC ANALYSIS OF A GASIFICATION PLANT OF MIXED PLASTIC WASTE (MPW)

Mixed Plastic Waste (MPW) represents a critical environmental challenge, with over 50% of global plastic waste currently landfilled despite retaining significant chemical energy and carbon content. This thesis investigates the techno-economic viability of integrated MPW gasification systems for methanol production through comprehensive Aspen Plus simulation and economic analysis. Five plant configurations are evaluated across three MPW feedstocks with varying compositions: Case A (high-carbon/low-oxygen: 69.16 wt% C, 1.73 wt% O), Case B (ultra-high carbon: 81.37 wt% C, 5.14 wt% O), and Case C (low-carbon/high-oxygen: 66.36 wt% C, 19.80 wt% O). Fixed-bed gasification reactors operating at 900°C with oxygen/steam agents are modeled, comparing conventional Air Separation Units (ASU) versus Alkaline Electrolyzer (AEL) oxygen supply in A-ASU/A-AEL, B-ASU/B-AEL, and C-AEL configurations. Through systematic sensitivity analysis, optimal gasification conditions achieve syngas compositions suitable for methanol synthesis (stoichiometric module M = 2.05) while maximizing carbon conversion efficiency. The novelty lies in the first comprehensive ASU-AEL comparison in plastic waste gasification systems, establishing performance benchmarks and economic thresholds for technology selection previously unavailable in literature, while quantifying capital-operational trade-offs and identifying electricity price breakeven thresholds determining AEL viability. Technical results demonstrate methanol production ranging from 6149–6965 kg/hr, cold gas efficiencies of 69–71%, and carbon conversion efficiencies of 77.63–91.10%. Economic assessment reveals clustered costs for A/B configurations (16.7–18.8 M€/year annualized; methanol costs 20.0–22.6 €/GJ at 0.080 €/kWh electricity), with ASU holding 3–12% advantage over AEL. C-AEL requires 28.1 M€/year (33.7 €/GJ), a 49–68% premium driven by hydrogen supplementation needs. OPEX dominates (85–90% of total), with electricity representing 40–50% of variable expenses. Sensitivity analysis indicates AEL requires 0.040–0.050 €/kWh electricity for economic parity with ASU, identifying viability thresholds for renewable power scenarios. Hydrogen-rich feedstocks (A, B) maintain technology neutrality, while oxygen-rich feedstocks (C) face severe economic challenges under electrolytic routes absent exceptionally low electricity prices or policy support.

I Rifiuti Plastici Misti (Mixed Plastic Waste, MPW) rappresentano una sfida ambientale di primaria importanza, con oltre il 50% dei rifiuti plastici globali attualmente conferiti in discarica nonostante mantengano un significativo contenuto energetico e di carbonio. La presente tesi indaga la fattibilità tecnico-economica di sistemi integrati di gassificazione di MPW per la produzione di metanolo mediante simulazione di processo in Aspen Plus e analisi economica approfondita. Sono state valutate cinque configurazioni impiantistiche su tre tipologie di feedstock MPW con composizioni elementali differenti: Caso A (elevato carbonio/basso ossigeno: 69,16% in peso C, 1,73% in peso O), Caso B (carbonio ultra-elevato: 81,37% in peso C, 5,14% in peso O) e Caso C (basso carbonio/elevato ossigeno: 66,36% in peso C, 19,80% in peso O). Sono stati modellati reattori di gassificazione a letto fisso operanti a 900°C con agenti gassificanti ossigeno/vapore, confrontando le tradizionali Unità di Separazione dell'Aria (Air Separation Unit, ASU) con gli elettrolizzatori alcalini (Alkaline Electrolyzer, AEL) per la fornitura di ossigeno nelle configurazioni A-ASU/A-AEL, B-ASU/B-AEL e C-AEL. Attraverso un'analisi di sensibilità, sono state determinate le condizioni operative ottimali per ottenere composizioni di syngas idonee alla sintesi di metanolo (modulo stechiometrico M = 2,05) massimizzando contemporaneamente l'efficienza di conversione del carbonio. L'elemento di novità del presente lavoro consiste nel primo confronto sistematico tra integrazione ASU e AEL nei sistemi di gassificazione di rifiuti plastici, stabilendo parametri prestazionali di riferimento e soglie economiche per la selezione tecnologica precedentemente non disponibili nella letteratura scientifica, quantificando gli equilibri tra investimenti e costi operativi e identificando le soglie di convenienza economica del prezzo dell'elettricità che determinano la fattibilità dell'elettrolisi. I risultati tecnici dimostrano produzioni di metanolo comprese tra 6149 e 6965 kg/h, cold gas efficiency del 69–71% ed efficienze di conversione del carbonio dal 77,63% al 91,10%. La valutazione economica evidenzia costi simili per le configurazioni A e B (16,7–18,8 M€/anno annualizzati, corrispondenti a costi di produzione del metanolo di 20–22,6 €/GJ con elettricità a 0.080 €/kWh), con le configurazioni ASU che mantengono un vantaggio economico del 3–12% rispetto alle corrispondenti AEL. La configurazione C-AEL richiede investimenti sostanzialmente maggiori (28,1 M€/anno, pari a 33,7 €/GJ), con un sovrapprezzo del 49–68% determinato dall'elevato fabbisogno di supplementazione di idrogeno. I costi operativi dominano l'economia complessiva (85–90% dei costi totali), con l'elettricità che rappresenta il 40–50% delle spese variabili. L'analisi di sensibilità indica che le configurazioni AEL richiederebbero prezzi dell'elettricità compresi tra 0,040 e 0,050 €/kWh per raggiungere la competitività economica con le alternative ASU, identificando le soglie di fattibilità in scenari di energia rinnovabile a basso costo. I feedstock ricchi di idrogeno (A, B) mantengono neutralità tecnologica tra i percorsi ASU e AEL, mentre i feedstock ricchi di ossigeno (C) presentano criticità economiche significative con i percorsi elettrolitici in assenza di prezzi dell'elettricità eccezionalmente vantaggiosi o meccanismi di supporto normativo.