мини нпз купить оборудование– cccp-online.ru

мини нпз купить оборудование

Украина, город Киев
Отрасль: Нефтепереработка, Производство, Химия, Энергетика, Другое
Стадия проекта: Готов прототип или продукт

Дата последнего изменения: 01.06.2017

-Установка по переработке углеводородного сырья (нефть и газовый конденсат). Производительность 50 тон в сутки или 15 000 тон в год.

2 Характеристика сырья, продукции, материалов

2.1 Характеристика сырья, продукции, материалов

В процессе производства высокооктанового автомобильного бензина из прямогонного низкооктанового бензина применяются и образуются следующие вещества:
 сырье «Микс»–смесь нефти и газового конденсата–жидкость коричневого цвета, с характерным запахом, смесь углеводородов;
 прямогонная бензиновая фракция – прозрачная жидкость, имеющая характерный запах бензина, смесь углеводородов;
 уайт-спирит (нефрас С4–155/200) – прозрачная маслянистая жидкость, имеющая характерный запах керосина, высококипящая фракция бензина;
 дизельная фракция – компонент дизельного топлива жидкость полупрозрачная, желтоватого цвета, со слабым запахом, смесь углеводородов;
 мазут топочный марки «40» или «100» – высоковязкая жидкость от темно-коричневого до черного цвета с характерным запахом, смесь высококипящих углеводородов;
 газ углеводородный – смесь газов: метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутанов С4Н10 и пентанов С5Н12 в различных пропорциях, без запаха;
 вода системы оборотного водоснабжения.

2.2 Данные по качеству исходного сырья получаемой продукции.

2.2.1 Характеристики исходного сырья.

На Установке используется сырье, получаемое путем смешений нефтей и газовых конденсатов разного состава. Усредненный состав и физико-химические характеристики сырья приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Состав и физико-химические свойства сырья Установки
Параметр Метод определения Ед. измер. Значение
1 2 3 4
Фракционный состав
Отгоняется, % об. ГОСТ 2177 ˚С
– кипения 29,1
-.5 63,8
-.10 85,6
-.20 112,1
-.30 138,6
-40 169,0
-.50 200,1
-.60 237,9
-.70 300,1
-.78 360,0
Всего отогнано, %.об 78,0
Остаток, 20,0
Потери, 2,0

1 2 3 4
Выход фракций,
Нк-150, ˚С
35,0
150-200, ˚С 15,0
200-300, ˚С 20,0
>300, ˚С 30,0
Плотность при 20 °С ГОСТ 3900 кг/м3 792,4
Содержание воды ГОСТ 6307 % об Отсутств.
Давление насыщенных паров ГОСТ 4063 кПа 36,5
Вязкость кинемат. при 20 °С ГОСТ 33 сст 3,06
Вязкость динамич. при20 °С
при 40 °С ГОСТ 33 сП
сП 2,42
1,7

2.2.2 Характеристика получаемой продукции

Товарной продукцией установки являются: прямогонная бензиновая фракция НК–153 °С, уайт-спирит, дизельная фракция и мазут. Основные характеристики получаемой продукции приведены в таблицах 2.3, 2.4, 2.5.

Таблица 2.3 – Характеристика прямогонной бензиновой фракции, получаемой на Установке
Параметр Метод определения Ед. изм. Значение
1 2 3 4
Детонационная стойкость:
октановое число по м.м. ГОСТ 8226
п.п.
65
Плотность при 20 °С ГОСТ 3900 кг/м3 703
Фракционный состав:
Отгоняется, % об. ГОСТ 2177
– начало кипения °С 35,0
– 10 56,4
– 20 70,6
– 30 82
– 40 92
– 50 99,6
– 60 106,4
– 70 114,1
– 80 122,0
– 90 136,0
– конец кипения 153,0
1 2 3 4
Всего отогнано % об 98,0
Остаток 1,0
потери 1,0
Выход фракций:
нк–150 °С 97,0
150–200°С °С 3,0
Давление насыщенных паров ГОСТ 28781 кПа 62
Испытание на медной пластине ГОСТ 6321 выдерживает
Содержание водорастворимых кислот
и щелочей ГОСТ 6307 отсутствие
Механические примеси и вода ГОСТ 6307 отсутствие

Таблица 2.4 Характеристика получаемого на Установке уайт-спирита.

Параметр Метод определения Ед. изм. Значение
1 2 3 4
Плотность при 20 °С ГОСТ 3900 кг/м3 771,4
Фракционный состав:
Отгоняется, % об. ГОСТ 2177
– начало перегонки °С 135,0
– 5 153,3
– 10 157,0
– 20 161,0
-30 165,0
-40 167,0
-50 169,0
-60 171,5
-70 174,7
-80 180,0
– 90 184,7
-конец кипения 198,0
Всего отогнано ГОСТ 2177 % об 98,0
Потери –
остаток в колбе 2,0
Температура вспышки, опред. в закрытом тигле ГОСТ 6356 °С 33
Массовая доля общей серы ГОСТ 19121 % 0,02
1 2 3 4
Массовая доля ароматики ГОСТ 12329 % 15
Испытание на медной пластине ГОСТ 6321 выдерживает
Содержание водорастворимых кислот
и щелочей ГОСТ 6307 отсутствие
Механические примеси и вода ГОСТ 6307 отсутствие
Кислотность ГОСТ 5985 мг КОН/л 3,0

Таблица 2.5 Характеристика получаемой на Установке дизельной фракции

Параметр Метод определения Ед. изм. Значение
1 2 3 4
Цетановое число ГОСТ 3122 51
Цетановый индекс ГОСТ 27768 49
Плотность при 20 °С ГОСТ 31072 кг/м3 810
Фракционный состав:
Отгоняется, % об. ГОСТ 2177
-начало перегонки °С 183,0
-5 193,0
-10 199,0
-20 207,3
-30 215,5
-40 224,3
-50 233,6
-60 245,0
-70 261,8
-80 284,7
-90 312,6
-конец кипения 342,0
Всего отогнано, ГОСТ 2177 % об 98,0
-потери –
-остаток в колбе 2,0
Выход фракций,
150–200 °С 10,0
200–300 °С 75,0
>300 °С 15,0
Температура помутнения °С ГОСТ 5066 °С –24
Температура вспышки, опред. в закры-том тигле ГОСТ 6356 °С 69,6
1 2 3 4
Испытание на медной пластинке ГОСТ 6321 Выдержив.

Таблица 2.6 Характеристика получаемого на Установке мазута

Параметр Метод определения Ед. изм. Значение
1 2 3 4
Вязкость кинематическая при 50 °С ГОСТ 33 сСт 33,5
Вязкость кинематическая при 80 °С ГОСТ 33 сСт 16,00
Вязкость условная, при 50 °С ГОСТ 33 ° 4,65
Плотность при 50 °С ГОСТ 3900 кг/м3 885,0
Плотность при 80 °С ГОСТ 3900 кг/м3 865,0
Температура застывания ГОСТ 20287 °С 25,0
Температура вспышки в откр. тигле ГОСТ 4333 °С 146,8
Теплота сгорания ГОСТ 21261 кДж/кг 41100

Не всё так просто.

Ну во первых многое зависит от того ЧТО из себя представляет сеть АЗС как объект основных средств. Очень важно здесь четко идентифицировать ПРЕДМЕТ ЛИЗИНГА, иначе потом могут быть вопросы.
АЗС можно рассматривать как “комплекс оборудования” а можно и как объект недвижимости (если там капитальные строения есть) а это уже совсем иной порядок оформления (гос. регистрация договора и прав).
И даже если это комплекс оборудования необходимо чтобы он и продавался вам как комплекс а не как отдельные его элементы (гвозди, шланги, ведра и т.д.), чтобы в бухучете он смог бы быть сформирован как полноценный объект основных средств с первоначальной стоимостью и смог бы быть идентифицирован по Классификатору и отнесен к определенной группе амортизации. Это просто лишь на первый взгляд на самом деле.
Во вторых есть вопросы к оформлению допуска к эксплуатации таких АЗС (хранилищ, техники безопасности, износ оборудования и прочее).
И наконец в третьих (НО ЭТО ЛИШЬ ДОМЫСЕЛ так как сам с таким объектом не сталкивался) – думаю что поскольку лизинговая схема подразумевает кредитование, то большой вопрос стоит по залогу АЗС в банк-кредитора (актив на мой взгляд не ликвидный (если считать его оборудованием) с целью возможной реализации по залоговой схеме) НО что еще важнее страхованию АЗС в этих целях. Полагаю там тарифы крайне невыгодны лизингополучателю (на плечи которого ложится бремя экплуатационных рисков).

Про Мини МПЗ тоже самое. Вообще если не сложно расскажите что такое “мини МПЗ”? Это передвижная конструкция на колесах? Или же это типа некапитального строения без фундамента? Или же это всё же полноценный объект недвижимости?

Можно отвечу? С регионом проблем никаких. А обороты влияют безусловно только в одном случае (если у вас упрощенка). Тут масса проблем возникает.
Вы лизингополучатель или лизингодатель?

Forecaster нет не упрощенка. И я не могу понять, почему все лизинговые компании оценивают АЗС именно как комплекс оборудования, ведь земля на которой она стоит на много интересней в качестве залога.

Мини НПЗ (нефтеперерабатыывающий завод) – включает в себя резервуары под сырье и готовую продукцию, непосредственно саму установку, несколько гектар земли и все сопутствующее оборудование. При чем мне предлагают купить не сам завод, а всю фирму полностью со всеми лицензиями, сотрудниками и т.п.

Dgart пишет:
Forecaster нет не упрощенка. И я не могу понять, почему все лизинговые компании оценивают АЗС именно как комплекс оборудования, ведь земля на которой она стоит на много интересней в качестве залога.

Мини НПЗ (нефтеперерабатыывающий завод) – включает в себя резервуары под сырье и готовую продукцию, непосредственно саму установку, несколько гектар земли и все сопутствующее оборудование. При чем мне предлагают купить не сам завод, а всю фирму полностью со всеми лицензиями, сотрудниками и т.п.

1) Земля как самостоятельный объект не может быть предметом лизинга ВООБЩЕ! (согласно ФЗ “О лизинге” №164-ФЗ). Единственно когда земля может перейти в собственность ЛК по лизинговой схеме это когда продается здание, сооружение которое стоит на этой земле и тогда согласно земельному и гражданскому законодательства земля “воспоследует” за зданием и тоже перейдет в собственность лизинговой компании. НО как ПРЕДМЕТ лизинга она НИГДЕ фигурировать не будет. Земля это поверьте лишь обременение лизинговой компании а не бонус. С ней полно мороки и рисков (в том числе налоговых).
Земля НЕ является амортизируемым имуществом к тому же.)))
Всё что не зарегистрировано в качестве объекта недвижимости будет лизинговой компанией оцениваться как “комплекс оборудования”. Это логично.

2) “непосредственно саму установку, несколько гектар земли и все сопутствующее оборудование.”

Для целей лизинга слищком расплывчатое определение. Что такое УСТАНОВКА? Это оборудование? Гектары земли в счет не идут. Более того, скажу вам как человек ЛИЧНО получивший консультацию от судей ВАСа (Витрянского, Маковской и прочих) если ДАЖЕ здание (как недвижимости объект) стоит на участке МНОГОкратно превышающем размеры здания и участок не размежован, то такой лизинговый договор с большой долей вероятности может быть признан недействительным. Что уж говорить о лизинге НПЗ (не капитальное как я понял строение) при котором “несколько гектар земли”. В качестве чего эти гектары перейдут в собственность лизинговой компании?

“При чем мне предлагают купить не сам завод, а всю фирму полностью со всеми лицензиями, сотрудниками и т.п” – АБСОЛЮТНО верно вам предлагают. ))) Вам предлагают продать им ПРЕДПРИЯТИЕ как имущественный комплекс (который является объектом недвижимости по ГК РФ ст. 559 по моему) который будучи объектом недвижимости может быть передан в лизинг СО ВСЕМИ принадлежностями “Исключительные права на средства индивидуализации предприятия, продукции, работ или услуг продавца (коммерческое обозначение, товарный знак, знак обслуживания), а также принадлежащие ему на основании лицензионных договоров права использования таких средств индивидуализации переходят к покупателю, если иное не предусмотрено договором.” (п. 2 ст. 559 ГК)

Вы знаете пока всё логично со стороны лизинговой компании. Увы и ах но мы вынуждены работать в том правовом поле в котором существует Россия. Иных вариантов она не подразумевает.

“Нет конечно мы можем говорить что наш народ.. ВАЩЕЕЕ. но Вань согласись другого народа то у нас нет, да?” (с) фильм Шизофрения. диалог Збруева с Абдуловым.

В поселке Антипино под Тюменью впервые за 30 лет строится современный частный крупный нефтеперерабатывающий завод полного цикла

Об Антипинском нефтеперерабатывающем заводе известно немного — расположен под Тюменью на шестом километре Старого Тобольского тракта, строится поэтапно. Первая очередь, строительство которой началось в 2004 году, была рассчитана всего на 400 тыс. тонн нефти в год. Сегодня полным ходом идет строительство третьей очереди. Строительство третьей очереди осуществляется в несколько этапов. Цеха третьей очереди будут вводиться в эксплуатацию с 2013 по 2016 год. По завершению работ мощность предприятия достигнет 7,5 млн тонн нефти в год (2013 год), качество нефтепродуктов будет соответствовать стандарту Евро-5 (2014 год), а глубина переработки увеличится до 94% (2015 год). И еще — этот большой НПЗ полного цикла строит частная компания, а это уже повод для любопытства, которое мы попытались удовлетворить в ходе встречи с Дмитрием Мазуровым, председателем совета директоров ЗАО «Антипинский НПЗ».

О вас немного известно. Почему?

Не считаем нужным говорить прежде времени. Хвастовство получится. Вот когда запустим, тогда можно будет позвать в гости и все показать: вот — современный завод, вот – продукция высочайшего качества, вот – развитая инфраструктура. А сейчас как-то неправильно рассказывать на полпути, мне кажется.

Но сегодня в России никто не строит НПЗ полного цикла. Так что, рассказать есть о чем.

ОАО “Танеко” строит, хотя эта компания государственная. Уникальность нашей ситуации в том, что мы – частная компания. Частных проектов строительства НПЗ мощностью семь с половиной миллионов тонн, глубиной переработки нефти 94% и качеством топлив Евро-5, действительно, больше не существует. Говорят многие, но мало что делается в этом направлении.

Вы начинали с совсем маленького заводика и вскоре приступили к его модернизации. Зачем?

Небольшая группа энтузиастов взялась построить НПЗ в чистом поле. Цель тогда была простая и полностью соответствовавшая характеру российского рынка того времени – поставить свой “самовар” и гнать на нем свои сто долларов с тонны нефти и радоваться жизни. Идея ничем не отличалась от 200 других аналогичных, работающих сегодня по всей стране. Купили по случаю на заемные средства установку Petrofac, американской компании, которая производит стандартное малотоннажное оборудование для удаленных районов. Тогда мы думали, что купили завод, а оказалось, что это только начало. Оборудование уместилось на одном гектаре, а вот вспомогательная инфраструктура, без которой завод невозможен, едва поместилась на 25-ти. Установка с монтажем обошлись нам в 20 млн. долларов, а вот все остальное – еще в 50 млн. с мелочью. Было тяжело. Это было первое испытание, которое мы с трудом, но прошли.

Погружаясь в нефтяной бизнес, мы познавали его нюансы и поняли, что первоначальная идея не интересна и не особенно перспективна. Решили идти дальше – модернизировали завод, получив в 2008 году на выходе мощность 740 тыс. тонн нефти. Почти в два раза больше первоначального проекта. Потом в 2010 году построили вторую очередь, мощность 2,5 млн. тонн нефтепродуктов в год, а месяц назад завершили ее модернизацию, и максимальная мощность с 1 декабря составила 4,2 млн. тонн.

Помимо этого расширяли структуру предприятия – купили железнодорожную станцию, построили участок готовой продукции, провели туда продуктопроводы, построили эстакаду налива, для того, чтобы формировать сразу большой состав вагонов-цистерн. Это позволяет нам экономить 10% от железнодорожного тарифа. А 30 ноября Транснефть сдала в эксплуатацию подведенный к нам второй трубопровод мощностью 6 млн тонн нефти в год. Теперь мы получаем нефть по двум трубопроводам одновременно. Гарантия бесперебойного снабжения обошлась нам в 1,5 млрд. рублей работ по модернизации нефтепровода и насосных станций Транснефти. Теперь мы не ограничены по объемам поставок нефти и можем выходить на мощность 4,1 млн тонн, а затем на 7,5 млн, но это уже через год. В общем, мы увлеклись процессом. От названия «мини» мы избавились пару лет назад.

Две трубы — это, конечно же, повышает безопасность предприятия. Но все же не гарантирует бесперебойности поставок.

У нас есть и своя нефть, правда немного — примерно 10 млн тонн. Тарховское месторождение, которому уже 36 лет, мы купили у ТНК-ВР ровно два года назад. На момент покупки добыча там практически пикировала. Месторождение сильно обводненное — нефтb там всего 5%. Целый год мы потратили на стабилизацию добычи, и сегодня получаем 30 тыс. тонн в месяц. Но по объемам добычи месторождение закрывает 10% наших сегодняшних потребностей.

Это, конечно же, нельзя назвать сырьевой безопасностью. Она наступает при минимальной загрузке собственной нефтью 60% мощностей. Это наша цель. Сегодня мы настраиваемся на приобретение более достойного месторождения на аукционе у Роснедр или со вторых рук.

Есть около сотни «замороженных» месторождений, но цена на них сегодня завышена. Мы выжидаем момент, а пока тренируемся на нашем меленьком месторождении. Там сейчас работает около 200 человек, набивают руку на управлении процессом документооборота, изучают, как ремонтируют скважины, поддерживают уровень добычи, понимают, насколько это дорого.

При этом им удается не допускать убытков. Сейчас для нас важно не зарабатывать, а иметь собственный ресурс нефти. Причем, не важно, с какой рентабельностью, лишь бы она была положительная. Собственная нефть дает уверенность, что остановки предприятия не будет, да и свободу маневров на рынке закупок. Можно не торопиться и закупаться в числе последних на более выгодных условиях. Так что, пока завод растет, наши добытчики имеют время набраться опыта. В течение следующих трех лет, я уверен, мы обязательно приобретем месторождение с солидными запасами.

И зачем вам столько забот? Сами говорите, что 200 мини-НПЗ продолжают гнать из нефти полупродукт и радоваться жизни.

Мы тоже хотели зарабатывать по-простому, как все остальные маленькие компании. Но в определенный момент осознали масштаб приближающихся перемен на рынке и бросились изо всех сил догонять уходящий поезд. Сейчас мы стоим на подножке последнего вагона. Если сейчас хватит сил удержаться при разгоне состава, значит, сможем войти в вагон. Если не хватит, то производство встанет, как и у всех малых предприятий, хотя мощность переработки у нас уже большая.Если нам удастся выстоять, то мы станем наглядным примером того, что частная компания может состояться на нефтяном поприще.

Так вот, в нефтяном секторе складывается система, в которой выживут только сильно модернизированные предприятия с глубокой переработкой, которые в состоянии конкурировать на всех рынках продукции высокого качества чисто экономическими методами. Бессмысленно будет устраивать скандалы, договариваться с губернаторами, слать письма в высшие эшелоны власти. С июля будущего года на все некачественные нефтепродукты введут специальный заграждающий акциз, который будет расти и к 2015 году достигнет 7700 рублей за тонну, порядка 250 долларов. Естественно, ни одно производство только с первичной переработкой уже не выживет.

В общем, в отрасли, наконец-то, наводится порядок. Примитивные технологии, возможно, целесообразны в изолированном месте, где есть своя нефть, которую и перерабатывают для точечного местного применения. На всей остальной территории иметь такие НПЗ – неоправданное расточительство. По сути, сегодня страна торгует слегка видоизмененным сырьем. Российская корзина нефтепродуктов должна состоять из продуктов такого высокого качества, которые в совокупности при продаже должны приносить больше доходов всем участникам движения (и в первую очередь государству), чем эквивалент сырой нефти.

Сегодня, особенно после вступления в силу новых правил подключения к трубе и функционирования нефтеперерабатывающих предприятий, поэтапного введения регламента качества до 2016 года и недавнего четырехстороннего соглашения 30 крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий, мы в нем тоже участвуем, с Ростехнадзором, Федеральной антимонопольной службой и Федеральной службой по тарифам. Все эти нововведения делают понятным механизм ценообразования. Надеюсь, в 2015 году, к моменту вступления в силу всех преобразований, мы завершим строительство цехов глубокой переработки. Сейчас, когда мы строимся, нововведения, конечно же, создают нам определенные сложности, но перемены неизбежны и правильны.

И как будет выглядеть НПЗ после сдачи третьей очереди?

Третья очередь – это цеха глубокой переработки и гидроочистки, в которых будет достигаться высокое качество. Мы долго делали проект – полтора года. Согласно проекту в следующем году мы увеличим мощность переработки до 7,5 млн. тонн, а в 2014-м запустим гидроочистку и начнем выпускать дизельное топливо стандарта Евро-5.

Одновременно строим цех коксования. Весьма не простое сооружение, с которого возвращаются на доочистку фракции нафты и дизеля и остаются фракция газойля и кокс. И тогда у нас будет выпускаться исключительно конечный продукт по всем статьям.

На какие рынки вы поставляете свою продукцию? И какие изменения ожидаются после выхода на полную мощность?

Первоначально мы ориентировались на Тюменскую область. Сегодня объем переработки уже превышает потребности региона. С введением стандарта качества Евро-5 у нас будет полмиллиона тонн бензина оставаться в Тюменской и прилегающих областях, включая Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, а также полтора миллиона тонн дизеля с температурой замерзания до минус 45 градусов, кокс, соответственно, тоже внутренний продукт. Так что, 5 миллионов тонн мы будем экспортировать, а это две трети производства.

Кроме того, нефтепродукты класса Евро-5 пойдут и на наши заправки. В Тюмени мы уже владеем 20 заправками. Ребрендинг мы пока не проводили. Заправки не убыточны, хотя добиваться этого крайне не просто. Дело в том, что бензин и дизель они закупают на других НПЗ по рыночным ценам и наценка крайне не велика. Как у нас только будет собственный высококачественный продукт, их рентабельность сразу подскочит.

В конце 2015 года, в крайнем случае в самом начале 2016-го мы должны запуститься по полному циклу. Тогда рентабельность предприятия будет обеспечена в любом случае, даже если переработчики окажутся в самых жестких условиях. Но это через три года. Тогда можно будет думать о дальнейшем развитии, а сейчас главное – функционально доделать предприятие и ничего не упустить.

Торговый дом “КБ им. Климова”.

Сертификаты на оборудование:

Испарители Нефтяного сырья предназначены для испарения различных нефтепродуктов.

Также на Испарителях можно перегонять нефть, газовый конденсат, пиролизные и крекинговые жидкости.

Характеристики:

1. Производительность установки по сырью, т/сутки – от 1 до 50 тн.

2. Установленная пиковая мощность электропитания, кВт. – от 4.

3. Напряжение питания, В – 380, трехфазное.

4. Частота тока, Гц – 50.

5. Вид климатического исполнения –.

6. Категория размещения – 1 по ГОСТ 15150.

7. Габариты: длина 4,2 м, ширина 2,28 м, высота 2,05 м ( без дымовой трубы)

8. Количество рабочих мест: 1-5

9. Масса – от 2,8 тонн.

Для перегонки сырья можно использовать:

На выходе получаются 3 фракции: бензин, мазут, дизельное топливо.

Преимущества :

– Испарители и мини НПЗ очень компактные, занимает площадь от 2,6 кв.м.

– Печь испарителей может работать от любого твердого или жидкого топлива.

– Оптимальная работа печи испарителя от обычной горелки на жидком топливе, компенсируя тепловые скачки от сжигания твердого топлива или работы жидко топливной горелки.

– Трубчатая печь при своих небольших размерах имеет очень большую контактную поверхность передачи тепла: дымовые газы/металл равную 792 м.кв. и металл/жидкость равную 26,4 м.кв., что в сочетании с тепловым аккумулятором дает высокий КПД нагрева нефтяного сырья трубчатой печью.

Не выбрасывает дымовых газов в окружающую среду. Нет попутного газа, за счет низкой температуры технологического процесса, начало процесса при температуре 50 градусов.

– Оптимально подходит для малого бизнеса, позволяет быстро покрывать свои издержки в ГСМ, и для небольших поселений.

– Низкая цена делает испарители и мини НПЗ быстро окупаемым проектом.

Условия оплаты: 70% – предоплата, 30% – по готовности оборудования к отгрузке, согласно Акту сдачи-приемки оборудования.

Оборудование прошло сертификацию и имеет все разрешительные документы на эксплуатацию. Срок изготовления под заказ 2 месяца.

Гарантийный срок: 1 год с момента отгрузки оборудования, или не более 1 года, с момента ввода в эксплуатацию. Доставка осуществляется любыми транспортными компаниями.

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий