Заместитель генерального директора по финансам и экономике Евгений Фильш в своей поздравительной речи подчеркнул значимость произошедшего события. «Это первый в  новом столетии ввод электрической  мощности в Иркутской области, – сказал Евгений Геннадьевич. – Ввод в эксплуатацию турбоагрегата позволит дополнительно вырабатывать и отпускать в сеть более 20 млн. кВт-ч электроэнергии в год, что увеличит эффективность работы электростанции, а также повысит надёжность электроснабжения Черемхова. Учитывая постоянный рост потребления электроэнергии, уверен: введённая мощность будет  востребована рынком».

Решение о замене турбины было принято в 2008 году. Тогда же специалисты ОАО «Сибирский энергетический научно-технический центр –  Иркутский филиал института «СибВНИПИэнергопром»  выполнили проект, который прошёл государственную экспертизу, и в 2009 году началась его реализация. Однако тогда вмешался финансовый кризис и работы пришлось приостановить.

Но не только кризис стал помехой для строительства нового турбоагрегата. Уже при демонтаже фундамента старой турбины ОК-35 специалисты столкнулись с первыми неожиданными трудностями. Оказалось, что фундамент, заложенный в  30-х годах прошлого века, очень прочный и при использовании старых технологий потребовалось бы большое количество времени для его демонтажа. Успешно и в короткие сроки демонтировать существующий фундамент ОК-35 удалось с помощью немецкого оборудования с алмазной огранкой.  

Следующая трудность состояла в том, что фундаменты здания котлотурбинного цеха, где  осуществлялось  строительство  турбоагрегата, заложены на отметке -3 метра, а в соответствии с проектом фундамент нового турбоагрегата Р-6 необходимо было смонтировать гораздо глубже – на отметке -5,3 метра. «Когда докопали до этой глубины, обнаружили там грунтовые воды – почти небольшую речку, – вспоминает директор ТЭЦ-12 Сергей Чернокалов. – Мы понимали, что из-за грунтовых вод, а также из-за разности  отметок фундаментов имелся реальный риск разрушения  фундаментов  существующего оборудования, несущих и ограждающих  конструкций здания турбинного отделения. Необходимо было срочно найти решение возникшей проблемы и снять возможные  риски». 

Решение нашли специалисты ООО «Предприятие «Иркут-Инвест» – они предложили усилить грунты под существующей фундаментной плитой с помощью устройства цементно-щебёнистых свай. После чего проектировщиками Иркутского филиала института «СибВНИПИэнергопром» была произведена корректировка проекта и получено повторное положительное заключение государственной экспертизы.

В соответствии с предложенной технологией с применением алмазной резки в фундаментной плите толщиной 2,6 метра было пробурено 78 скважин диаметром 160 мм каждая. В эти скважины производилась набивка цементно-щебёнистой смеси. 

Так что фундамент новой турбины условно можно считать  смонтированным на 78 щебёнистых сваях. Высота этих свай колеблется от 1,5 до 1,8 метра. 

Фундамент – это основа  всего проекта. Поэтому только после применения нестандартного решения по строительству фундамента работы по монтажу новой турбины возможно было продолжить.  

«Высокий профессионализм проявили и монтажники организаций, участвующих в строительстве объекта, –  говорит Сергей Чернокалов. – ЗАО «Иркутскэнергоремонт», ООО  ПКЦ «Энергоремонт» осуществляли объёмы работ по реализации электрической, релейной и киповской части. Как правило, эти работы всегда очень дорогостоящие, требуют высокого профессионализма и больших интеллектуальных затрат, а это напрямую не зависит от величины и мощности турбоагрегата». 

Релейная защита и автоматика турбины выполнены на основе микропроцессорного терминала Micom-341, установлена станция управления возбуждения генератором  ШУВГ-220.  Общая стоимость всех работ составила 112 685 тысяч рублей. 

Отдельным этапом стало испытание новой турбины. Оно включало индивидуальные и функциональные испытания, пробный пуск и комплексное опробование, которое турбоагрегат ст. № 2 Р-6-3,4/0,5-1 прошёл успешно. Подтверждением этого является получение от ПУ ФСЭТАН Ростехнадзора допуска турбоагрегата ст. № 2 в постоянную эксплуатацию. 

«Ввод новой турбины – это не только новые мощности станции, – подводит итог завершённому строительству Сергей Чернокалов. – Это ещё и снижение удельных  расходов топлива на отпуск тепловой и  электрической энергии, снижение себестоимости продукции. Повышение эффективности  работы станции  обеспечивается за счёт дополнительной выработки электроэнергии по теплофикационному циклу и дополнительной продажи мощности».

С экономической точки зрения, проект имеет  хороший показатель эффективности – срок его окупаемости составляет около 10 лет, однако в условиях либерализации рынка электроэнергии энергетики рассчитывают, что для этого потребуется гораздо меньший срок.