Ранее Ново-ИркутскаяТЭЦ последовательно реализовала целый ряд проектов, без которых установка дополнительного турбоагрегата была бы невозможна. Так, в 2003 году был введён в промышленную эксплуатацию уникальный котёл с кольцевой топкой №8 производительностью 820 тонн в час. У станции наметился разрыв в 24% между установленной паровой мощностью котлов и максимально возможным расходом пара на турбины. В 2005–2008 годах в два этапа была построена тепломагистраль №4 «НИ ТЭЦ – Правый берег» с закрытием ряда нерентабельных теплоисточников: РК «Свердловская» и электрокотельных правого берега «Релейная», «Лисиха» и «Байкальская». В рамках данного проекта был сооружён уникальный вантовый переход через Ангару в районе Иркутской ГЭС. Это позволило дополнительно высвободить на развитие города порядка 240 МВт электрической мощности и перевести тепловые нагрузки потребителей Свердловского и Правобережного округов города на Ново-Иркутскую ТЭЦ с минимальной себестоимостью производства тепловой энергии. В 2010 году на ТЭЦ были смонтированы трубопроводы поперечных связей второй очереди для повышения надёжности и маневренности основного оборудования станции. Реализация проекта позволила объединить резервы паровой мощности котлов второй очереди. Таким образом, к 2011 году у станции имелись все необходимые предпосылки к установке дополнительного турбоагрегата, и руководство НИ ТЭЦ обратилось к руководству энергосистемы с предложением об открытии проекта. 

Выбор типа турбины с противодавлением типа Р-50-130/13 был неслучаен. В условиях достаточного прироста тепловой нагрузки, переданной на НИ ТЭЦ с электрокотельных и нерентабельных мазутных котельных города, только за счёт вымещения работы РОУ, согласно балансовым расчётам, прирост выработки турбиной составил 130 млн. кВт-ч в год при незначительном приросте расхода условного топлива всего в 20 тыс. тонн (это около восьми отправительских маршрутов с углём).

На данном типе турбин отсутствует конденсатор, соответственно исключаются все затраты по реконструкции схемы технического водоснабжения с градирнями. Электроэнергия на турбинах этого типа вырабатывается стопроцентно на тепловом потреблении, практически без потерь. Решающим фактором в пользу турбины Р-50 стала возможность её размещения в машзале действующей станции без реконструкции и вмешательства в несущие строительные конструкции здания главного корпуса, а также относительная простота и отработанные технологии монтажа.

Инициатива станции нашла поддержку, проект решено было реализовывать в рамках программы развития генерирующих мощностей за счёт собственных средств ОАО «Иркутскэнерго» с условием, что его бюджет не должен превышать 10–12 тыс. рублей за дополнительно установленный киловатт-час, что практически в 10 раз меньше ДПМ прочих генерирующих компаний. Проект в таком аспекте стал интересен не только для станции, но и для руководства и служб компании. 

Далее предстоял непростой этап проектирования с привлечением проектного института ОАО «Уралпром-энергопроект» (Екатеринбург). Сложность работы состояла в необходимости размещения оборудования в крайне стеснённых условиях действующей станции. При этом предстояло сохранить в работе все действующие схемы и оборудование НИ ТЭЦ.

Для размещения турбины в существующем машзале было принято решение о применении для генератора системы тиристорного возбуждения. Это позволило исключить электромашинный возбудитель и четвёртый ряд колонн фундамента турбоагрегата, уменьшить его габариты и объёмы строительных работ. Кроме того, было решено отказаться от продления железнодорожных путей и транспортировать оборудование турбины и генератора автотралом. Также перевели генератор с напряжения 10,5 на 6,3 кВ, использовали существующий трансформатор 6,3/220 кВ с блока №1. Практически полностью заменили проточную часть турбины, установили осерадиальные надбандажные уплотнения. Сжатые сроки и направленность на результат заставляли искать и находить требуемые решения. 

Одним из сложных этапов проекта было проведение демонтажа железобетонных конструкций для устройства фундамента. Там, где по проекту было 600 мм, на деле оказалось метр и более. Демонтаж вели пилами с алмазным напылением, считая с подрядчиком ЗАО «Иркутскпромстрой» каждый убранный ригель и стойку. На строительстве фундамента применили современные технологии с непрерывной отливкой фундамента автомобильными бетононасосами «швингами», и к февралю 2013 года он был готов. 

Настала очередь монтажников ЗАО «Иркутскэнергоремонт» и электромонтажников Иркутского участка ООО БМУ «ГЭМ». Руководство монтажом было поручено тем же специалистам, которые выполняли демонтажные работы и ревизию оборудования на Усть-Илимской ТЭЦ. Численность монтажников на площадке различных субподрядных организаций достигала одновременно более ста человек. 

Пусконаладочные работы выполняли в крайне сжатые сроки. Подрядчики и кураторы от станции практически без выходных по 12–16 часов в день не отходили от турбины. За три недели специалисты ЗАО «ИЭР», ООО «Инженерный центр», ООО «ГЭМ» обвязали турбину и генератор датчиками КИПиА, смонтировали и наладили автоматизированную систему управления техническим процессом, выполнили испытания и наладку электрооборудования и устройств релейной защиты и автоматики нового блока. Совещания по контролю сроков пусконаладочных и концевых работ проводились ежедневно. 

К 17 октября турбина была готова к опробованию с прокруткой на холостых оборотах. Пуск прошёл гладко.Пробное включение в сеть состоялось без существенных замечаний, и 31 октября турбина, как и положено, набрала свои первые 50 МВт. 

Оставался последний этап комплексного опробования и аттестации новой установленной мощности Ново-Иркутской ТЭЦ. Для этого турбоагрегат №6 должен был проработать 72 часа с номинальной электрической мощностью в 50 МВт, а станции в течение восьми часов полным составом генерирующего оборудования предстояло подтвердить располагаемую электрическую мощность в 705 МВт. Заранее подготовили план необходимых мероприятий, убрали дефекты на всех котлах и турбинах и успешно 9 ноября прошли процедуру аттестации мощности. И хотя набор максимума электрической нагрузки выпал на выходной день, руководители всех основных цехов и подрядчиков присутствовали на рабочих местах. Станция набрала даже немного больше – до 715 МВт, а турбина уверенно прошла комплексное опробование с нагрузкой в 57 МВт, при этом один котёл и градирня оставались в резерве.