La presa de Roxburgh es el primero de los grandes proyectos hidroeléctricos en la mitad inferior de la Isla Sur de Nueva Zelanda . Se encuentra al otro lado del río Clutha/Mata-Au , a unos 160 kilómetros (99 millas) de Dunedin , a unos 9 kilómetros (5,6 millas) al norte de la ciudad de Roxburgh . El asentamiento de Lake Roxburgh Village está cerca del borde occidental de la presa.
En 1944, el Departamento Hidroeléctrico del Estado estimó que incluso con las centrales eléctricas actualmente en construcción, sólo podrían satisfacer la carga proyectada de la Isla Sur hasta 1950 o 1951 y que se necesitaba una nueva central eléctrica grande. Investigaciones detalladas realizadas por el Departamento de Obras Públicas identificaron dos alternativas, Black Jack's Point en el río Waitaki (donde eventualmente se construiría la central eléctrica Benmore) y Roxburgh Gorge en el río Clutha. Una central eléctrica en Roxburgh tenía la ventaja de estar menos remota, requerir menos investigación geológica, la mitad de materiales para la misma producción de energía y un clima mejor para realizar los trabajos de construcción, que eran consideraciones importantes en una época de grave escasez de mano de obra y cemento [3]
Los registros históricos mostraron que el caudal a largo plazo del río era de 500 m 3 /s (17.650 pies cúbicos/s) y que sería posible un flujo controlado de 420 m 3 /s (15.000 pies cúbicos/s) a través de la central eléctrica. Los diseñadores estimaron que con una eficiencia general del 85% la producción media sería de 160 MW y suponiendo un factor de potencia anual del 50% la estación podría entregar una producción máxima de 320 MW. [3]
El río Clutha se alimenta del lago Hāwea , el lago Wakatipu y el lago Wānaka . Ya existían puertas de control en el río Kawarau en la desembocadura del lago Wakatipu y se decidió controlar los caudales de los lagos restantes. Después de que la investigación descubrió que las condiciones del suelo no eran adecuadas en el lago Wanaka, solo el lago Hāwea recibió una nueva estructura de control. Se puso en funcionamiento en 1958 y consta de cuatro compuertas radiales alojadas en una presa de tierra. La presa elevó el nivel del lago existente y actualmente proporciona aproximadamente 290 GWh de almacenamiento.
En diciembre de 1947, el gobierno laborista aprobó planes para construir una central hidroeléctrica en el río Clutha. Inicialmente sólo se iban a instalar tres unidades generadoras de 40 MW y la central tenía una capacidad prevista final de 320 MW. El río Clutha entre Alexandra y Roxburgh discurre a través de un profundo desfiladero que ofrecía varios lugares para una central eléctrica. Las investigaciones identificaron cinco esquemas alternativos en el sitio de Pleasant Valley y un esquema en el sitio de Tamblyn's Orchard. Inicialmente, se favoreció el sitio No. 4 en Pleasant Valley, a unos 2,4 kilómetros (1,5 millas) río arriba de Tamblyn's Orchard. Sin embargo, estudios de diseño detallados posteriores encontraron que Tamblyn's Orchard en Coal Creek, donde el río salía de Roxburgh Gorge cerca de la ciudad de Roxburgh, ofrecía la cabecera más completa posible y, por lo tanto, la mayor producción de energía, mejores condiciones de aguas residuales, el mejor acceso y estaría más cerca de ubicaciones adecuadas. tanto para construcción como para aldeas permanentes.
En marzo de 1949, el gobierno se comprometió a construir en Tamblyn's Orchard y se prepararon planes para permitir que el trabajo en el canal de desvío comenzara en junio de 1949. [4] En octubre de 1949, a petición del Ministerio de Obras, el Dr. John L. Savage - ex ingeniero jefe de diseño de la Oficina de Reclamación de los Estados Unidos , visitó el sitio y brindó asesoramiento sobre las opciones de diseño propuestas. Si bien una presa de tierra era más adecuada en la ubicación más amplia de Pleasant Valley, después de considerar varias opciones, en octubre de 1950 se decidió que, debido a la geología de Tamblyn's Orchard, una presa de gravedad de hormigón sólido sería más apropiada. [4] Otra consideración fue que el Ministerio de Obras y Desarrollo (MOW) tenía experiencia limitada en la construcción de presas de tierra y sus únicos ingenieros con la experiencia necesaria estaban contratados en la central eléctrica de Cobb.
Muchas de las decisiones de diseño se basaron en los resultados de estudios realizados entre 1949 y 1954 en un modelo a escala 1:80 de la presa en el Laboratorio de Hidráulica del Departamento de Investigación Científica e Industrial en Gracefield, Lower Hutt.
Inicialmente, el proyecto se conocía como el plan Coal Creek , pero después de consultar a la Junta Geográfica, se eligió el nombre de Roxburgh como nombre de la central eléctrica en 1947. [5]
El MOW era el departamento gubernamental responsable del diseño y construcción de la central eléctrica gubernamental en Nueva Zelanda. Aunque todavía no se había decidido quién diseñaría y construiría la presa y la central eléctrica, Fritz Langbein, el ingeniero jefe del MOW supuso que su organización se encargaría del diseño y al menos construiría el canal de desvío. Por lo tanto, puso en marcha planes para construir una aldea de construcción y en julio de 1949 hizo que el MOW comenzara a trabajar en la excavación del canal de desvío. Este canal eventualmente tendría 2000 pies (610 m) de largo, 100 pies (30 m) de ancho y 70 pies (21 m) de profundidad, lo que requirió la remoción de 255,000 yardas cúbicas (195,000 m 3 ) de material. [6] [7]
A finales de 1950, 720 trabajadores estaban empleados en el lugar. [8]
Para albergar a la fuerza laboral, el Ministerio de Obras Públicas construyó por primera vez en 1947 un campamento para hombres y una cocina en la orilla occidental del río. En 1950 se inició la construcción de 100 cabañas para trabajadores. El año siguiente se inició la construcción de una sala de la YMCA, tiendas, un hospital y alojamiento para enfermeras y otras 225 cabañas. Con el tiempo, el pueblo creció hasta tener 724 casas, con un albergue de 90 camas, una escuela primaria para 600 niños, un cine, un salón social, 17 tiendas, tres iglesias, un edificio para bomberos y ambulancias, cuatro canchas de tenis, una piscina y un sistema de alcantarillado por tuberías. Además, había cuatro campamentos para hombres solteros (dos en el este y dos en la orilla occidental) que contenían un total de 1.000 cabañas. Estas instalaciones costaron un total de 2.241.925 libras neozelandesas. [9]
Como la red de la Junta Central de Energía Eléctrica de Otago no podía proporcionar suficiente energía a la aldea y al proyecto, el gobierno construyó una central eléctrica temporal que contiene dos generadores diésel de 1 MW y uno de 0,4 MW, para complementar el suministro.
En mayo de 1946, el PWD y el Departamento de Ferrocarriles de Nueva Zelanda celebraron una reunión para determinar qué se necesitaría para transportar materiales al sitio propuesto para la central eléctrica. Las cargas principales asociadas con las primeras cuatro unidades generadoras fueron las siguientes: trece transformadores generadores, cada uno de 39,5 toneladas (40,1 toneladas), 15 pies 6 pulgadas (4,72 m) de largo, 10 pies 4 pulgadas (3,15 m) de alto, 8 pies 2 pulgadas (2,49 m) de ancho; veinticuatro secciones de estator; cada uno de aproximadamente 19 toneladas (19,3 toneladas) bruto, 14 pies 9 pulgadas (4,5 m) por 9 pies 1 pulgada (2,77 m) por 6 pies (1,83 m); cuatro ejes y placas de empuje, cada uno de 33½ toneladas (34 toneladas) bruto, 20 pies (6,1 m) de largo por 6 pies 6 pulgadas (1,98 m) por 7 pies 10 pulgadas (2,39 m); cuatro rodetes de turbina, cada uno de 25 toneladas (25,4 toneladas), 12 pies 10 pulgadas (3,91 m) de diámetro y 6 pies 7 pulgadas (2 m) de alto; cuatro soportes de cojinetes inferiores del generador, cada uno de 20 toneladas (20,3 toneladas) brutas, 12 pies (3,66 m) por 12 pies por 6 pies 1 pulgada (1,85 m). [10]
La ruta ferroviaria más directa era a través del ramal de Roxburgh hasta su terminal en Roxburgh. Sin embargo esta línea tenía 1 entre 41 grados no compensados y cinco curvas de cadena (100,6 metros) que limitarían las cargas a 180 toneladas por motor. [11] Además, cuatro túneles [1], incluidos los de Manuka y Round Hill en la línea, restringieron el tamaño físico de lo que podía transportarse, lo que llevó a considerar su ampliación. Esto habría sido costoso y habría restringido el uso de la línea mientras se realizaba. Como alternativa, se llevó a cabo una investigación para alargar el ramal de Tapanui desde su terminal en Edievale a través de un túnel y algunos cortes de arcilla en Dunrobin Hills hasta el río Clutha, donde podría conectarse con el ramal de Roxburgh. Finalmente, se decidió utilizar, siempre que fuera posible, el ramal de Roxburgh para todos los materiales de construcción y equipos más pequeños. Estos fueron transportados en la línea principal sur hasta Milton, donde se transfirieron a la sucursal de Roxburgh que los llevó a Roxburgh y desde allí fueron transportados por carretera a la central eléctrica. Se consideró extender la línea hasta el sitio de construcción, pero no se llevó a cabo debido a la dificultad de pasar el extremo este del puente colgante de Roxburgh existente. [1] Para mejorar la capacidad de carga de la línea, se llevaron a cabo algunas servidumbres en curva cerca de Round Hill. [11]
Como la capacidad de carga de las carreteras existentes estaba limitada por los puentes en Henley (en la carretera estatal 1) y Beaumont en la carretera estatal 8), se decidió que, como la línea ferroviaria de Waikaka Branch no tenía túneles restrictivos, se utilizaría para transportar fuera de calibre elementos pesados como los rodetes de la turbina y los soportes de cojinetes inferiores. Estos artículos fueron transportados en la Línea Principal Sur desde el puerto de Bluff hasta el cruce en McNab y luego a través del ramal de Waikaka hasta su terminal en Waikaka. Desde allí fueron transportados por carretera hasta la central mediante un transportador especializado. [11] Para ayudar en la transferencia del transporte ferroviario al transporte por carretera, se erigió un pórtico de 4 polos de 30 toneladas (30,5 toneladas) en la estación de tren de Waikaka. [10] Se mejoró la carretera entre Roxburgh y el sitio de construcción y se construyó un segundo puente sobre el río Teviot en el lado este del río Clutha para complementar el puente existente. En el sitio de construcción, en 1949 se instaló un puente Bailey de un solo carril de 220 pies (67 m) de largo con una capacidad de carga de 24 toneladas (24,4 toneladas) para proporcionar acceso a través del río. [1]
La madera utilizada en la construcción de la central eléctrica y la aldea provino de Conical Hills Mill en Tapauni y se llevó a través del ramal Tapanui a la línea principal sur, que proporcionó una conexión a través del ramal de Roxburgh a Roxburgh. En su apogeo, se transportaban diariamente por ferrocarril entre 15.000 y 20.000 pies de madera.
En la estación de tren de Roxburgh, el PWD erigió silos para almacenar las 50.000 toneladas de cemento al año que se esperaba que se consumieran en el punto máximo del proyecto, así como un pórtico elevador de seis polos de 60 toneladas (61 toneladas) [10]. La producción de cemento a granel comenzó a mediados de 1953 y en julio de ese año se enviaban entre 600 y 1.100 toneladas por semana. En julio de 1955, la demanda había caído a 800 toneladas por semana y el envío del cemento terminado se realizó en noviembre de 1956. [11] En abril de 1956, Milburn había suministrado 105.000 toneladas de cemento y aún quedaban por entregar otras 10.000 toneladas para completar el proyecto.
NZR operaba trenes turísticos ocasionales desde Dunedin y Christchurch. El coste de un billete combinado de ida y vuelta en tren y autobús de traslado desde Dunedin al lugar de la central eléctrica era de 16 chelines. [11]
Siempre que fue posible, el equipo se envió por la línea ferroviaria Dunedin-Roxburgh a Roxburgh y desde allí se transportó por carretera hasta la central eléctrica. Por ejemplo, los transformadores fueron transportados desde Port Chalmers a Roxburgh en vagones-pozo de 40 toneladas y luego llevados a la central eléctrica en un transportador cisterna Rogers de 40 toneladas. [10] Las secciones del estator y los ejes siguieron una ruta similar. [10]
Debido a los túneles más grandes de la línea ferroviaria Waikaka Branch, los rodetes de turbina y los soportes de cojinete inferiores del generador se transportaron en esta línea. Desde la terminal de la línea en Waikaka, fueron transportados por carretera hasta la central eléctrica utilizando un transportador especializado.
El Ministerio de Obras Públicas había identificado que tenía escasez de personal de ingeniería y redacción para llevar a cabo la gran cantidad de construcción de centrales eléctricas a las que se había comprometido el gobierno en las islas del Norte y del Sur. Fritz Langbein creía que si se pudieran conseguir 1.000 trabajadores del extranjero, el MOW podría completar todo el proyecto internamente en 1954. [12] En mayo de 1949, el gobierno aceptó a regañadientes que tal vez fuera necesario contratar contratistas extranjeros para cumplir con los requisitos. programa de construcción previsto. Esta admisión dio lugar a que se recibiera una oferta no solicitada de un consorcio británico formado por los contratistas de ingeniería civil Richard Costain, los fabricantes de electricidad y el contratista English Electric and Insulated Callender Cables para diseñar y construir Roxburgh y otras centrales eléctricas de Nueva Zelanda. [12] El Ministerio de Obras Públicas tenía reservas sobre la falta de una fecha de finalización garantizada, las dificultades de dividir la responsabilidad si el consorcio se encargaba tanto del diseño como de la construcción, la posibilidad de que el coste fuera mayor que si se convocaran licitaciones competitivas y que pudiera dar al consorcio un monopolio sobre futuros proyectos de naturaleza similar. El Departamento Hidroeléctrico del Estado no quería limitarse a un solo fabricante de equipos eléctricos y también vio la oferta como una amenaza para su personal de construcción de líneas de transmisión. Teniendo en cuenta estas preocupaciones y deseando evitar el uso de preciosos fondos extranjeros, la oferta fue rechazada formalmente en septiembre de 1949 por el Ministro de Finanzas del gobierno laborista. [13]
Mientras tanto, continuaron los trabajos en el lugar para completar la construcción de la aldea y crear el canal de desvío. Sin embargo, el progreso fue lento y no se esperaba que el desvío se completara hasta 1953 en lugar del previsto para 1951.
En 1949, el gobierno nacional recién elegido, que ideológicamente favorecía a la empresa privada, nombró a Stan Goosman Ministro de Obras Públicas y Ministro del Departamento Hidroeléctrico del Estado. En 1951, los retrasos proyectados en el proyecto eran lo suficientemente graves como para generar críticas de la Autoridad de Suministro Eléctrico. Consciente ya de los déficits energéticos proyectados y de la escasez de recursos gubernamentales para completar otros seis proyectos hidroeléctricos que estaban en marcha además de completar Roxburgh, la respuesta de Goosman fue anunciar el 25 de septiembre de 1951 que se convocaría a licitaciones a las partes interesadas para llevar a cabo las obras civiles. aspectos del proyecto. Esto requirió la rápida producción de documentos de licitación y especificaciones por parte de un personal de diseño gubernamental con poco personal. Los postores tenían la opción de ofertar mediante una lista de cantidades o nominando una "estimación objetivo" más una tarifa del 4%. En este tipo de contrato, el Gobierno cubrió todos los costos y el contratista recibió una tarifa del 4% del costo total hasta la estimación objetivo. Si el costo variaba del estimado, entonces se sumaba o restaba el 25% del cambio a la tarifa. Una 'cláusula de no pérdida' significaba que si los sobrecostos eran lo suficientemente altos, el contratista podría perder la totalidad de sus honorarios pero no sufriría ninguna pérdida adicional, aparte de aquellas por no cumplir con las fechas de finalización acordadas. Se recibieron ocho ofertas. Tres eran precios fijos con una lista de cantidades y el resto eran estimaciones objetivo. El Ministerio de Obras Públicas había estimado que la obra costaría 10.198.000 libras esterlinas y la media para siete de los postores era de 10.068.838 libras esterlinas. [12] La oferta más baja fue £7,4412,419 de Holland, Hannen & Cubitts de Inglaterra. El gobierno contrató a Sir Alexander Gibb & Partners de Londres para evaluar la capacidad de los postores para realizar el trabajo.
Después de negociaciones con Hannen, Holland & Cubitts de Inglaterra, a quienes se unió SA Conrad Zschokke, se recibió una oferta revisada y, sobre esa base, se adjudicó un contrato con una estimación objetivo de £ 8.289.148 y una tarifa del 4% de £ 331.566 el 25 de julio de 1952. [12] El contrato preveía una bonificación de £ 350.000 por finalización anticipada. Hubo una multa por la división tardía del río y una multa de £ 1000 por cada día después de julio de 1955 en que la central eléctrica no estuviera lista para el servicio. [14] La fecha prevista de finalización era el 1 de junio de 1955.
A finales de agosto de 1952, el Ministerio de Obras había terminado los dos teleféricos que se utilizarían para transportar hormigón hasta la zona de trabajo. Para fabricar hormigón in situ, el Ministerio de Obras Públicas compró una planta dosificadora de hormigón Johnson que había sido utilizada por la Armada de los Estados Unidos en la reconstrucción de Pearl Harbor después del ataque japonés en 1941. Esta entró en funcionamiento a principios de abril de 1953. Una vez finalizada la construcción de Roxburgh la planta fue transportada primero a la central eléctrica de Benmore y luego a la central eléctrica de Aviemore y a la presa Pukaki para mezclar agregados para las tuberías forzadas, aliviaderos y otras estructuras de concreto.
El consorcio compró al extranjero 82 ingenieros, supervisores y personal administrativo y 322 trabajadores para el proyecto y asumió los aspectos civiles del Ministerio de Obras el 29 de septiembre de 1952. [6] En esta etapa, el Ministerio de Obras había completado el canal de desvío y El consorcio también se hizo cargo de estos trabajadores.
Antes de involucrarse en el proyecto de Roxburgh, la experiencia de Hannen, Holland & Cubitts se había limitado a edificios comerciales y residenciales. Zschokke, que tenía experiencia en la construcción de estructuras hidráulicas, se limitaba a proporcionar únicamente servicios de ingeniería, mientras que el personal de Cubitt desempeñaba todas las funciones administrativas.
En marzo de 1953, el Ministerio de Obras comenzó a preocuparse por los avances del consorcio y porque su equipo directivo carecía de experiencia para construir una central hidroeléctrica, lo que se puso de relieve por la gran cantidad de trabajos de reelaboración que se estaban llevando a cabo. No contribuyó al progreso el hecho de que el Gobierno dirigiera el empleo de un gran número de inmigrantes asistidos, muchos de los cuales tenían poca experiencia en construcción y un inglés limitado. A principios de 1953, a expensas del gobierno, el consorcio sacó en avión a 309 trabajadores de Gran Bretaña.
En octubre de 1953 estaba claro que el consorcio no cumpliría la fecha contratada de julio de 1955 para la generación de la primera energía. [15] En un intento por mejorar el progreso, el contratista reemplazó a varios miembros del personal superior del proyecto. Las relaciones laborales también se estaban deteriorando debido a la incertidumbre sobre los cambios de gestión, la reducción de la jornada laboral a 40 por semana y el impacto de los sobrecostos en los salarios de los trabajadores. En noviembre, 200 trabajadores británicos exigieron una semana laboral de 70 horas o sus billetes de regreso a Gran Bretaña.
Dado que en 1953 [16] fue necesario introducir el racionamiento de energía en la Isla Sur debido a la escasez de generación, el gobierno decidió que el lento progreso no podía continuar y solicitó a dos directores de Downer & Co , una importante empresa constructora de Nueva Zelanda, que asistir dentro de dos días a una reunión en la cabaña de verano del Primer Ministro el 24 de abril de 1954. En esta reunión, a la que asistieron representantes del consorcio, el gobierno pidió a Arnold Downer y Arch McLean de Downers que participaran en el proyecto como socios directores. con un interés del 25%. Después de gastar £ 4 millones, se canceló el contrato existente y se acordó un cronograma de tarifas con el renombrado Cubitts Zschokke Downer con una fecha de finalización prevista para finales de 1956. [17]
Como resultado de la formación de este nuevo consorcio, Arnold Downer quedó a cargo de todas las actividades del sitio.
Los trabajos preliminares para el desvío del río tuvieron un mal comienzo cuando la carga explosiva utilizada a mediados de junio para retirar el dumpling aguas arriba dañó la ataguía de pilotes de chapa de acero situada debajo del mismo. Esta ataguía se construyó para garantizar que el agua no arrastrara restos de la explosión desde el vertedero superior al canal de la esclusa. Finalmente se retiraron los escombros y la ataguía, lo que permitió el flujo sin restricciones por el canal de desvío.
Ahora era necesario bloquear el río para que toda el agua fluyera por el canal de desvío. El caudal promedio del río era de 500 m 3 /s (17.650 pies cúbicos/s) y en junio había caído a 170 m 3 /s (6.000 pies cúbicos/s), pero cuando el trabajo se había completado a una etapa que un Se había seleccionado la fecha firme del 1 de julio para intentar el desvío, el flujo había aumentado a 340 m 3 / s (12.000 pies cúbicos / s). Se asignaron topadoras adicionales para el intento a medida que la velocidad aumentaba a 420 m 3 /s (15 000 pies cúbicos/s) y luego a 510 m 3 /s (18 000 pies cúbicos/s). [1] Si el desvío no hubiera podido completarse antes de los picos de flujo invernal, el proyecto habría incurrido en un retraso de entre nueve y doce meses. [12] A pesar de los estudios que habían indicado que las condiciones no eran óptimas, Arnold Downer tomó la decisión de seguir adelante. El 1 de julio de 1954 , utilizando doce excavadoras, se movió suficiente tierra y rocas acumuladas a un ritmo de 570 m 3 (750 yardas cúbicas) durante doce horas para desviar con éxito el río hacia el canal de desvío. [1] [8]
Con el río desviado, se construyeron ataguías aguas arriba y aguas abajo de la presa y se bombeó el agua entre ellas. La ataguía aguas arriba consumió 180.000 m 3 (240.000 yd cúbicos) de material, mientras que la ataguía aguas abajo consumió 54.000 m 3 (71.000 yd cúbicos) de material. [1]
Había expectativas de que se encontraría oro en el lecho expuesto del río, pero a pesar de que el MOW obtuvo una licencia minera y empleó a dos mineros de oro experimentados, los resultados fueron decepcionantes. [1] Una vez libre de agua se iniciaron los trabajos de excavación de los cimientos del bloque principal de la presa. Se descubrió un gran agujero lleno de grava en el canal central o "garganta" del lecho del río. [1] Esta garganta que tenía 50 pies (15 m) de profundidad y variaba en ancho de 50 pies a 30 m (100 pies) fue excavada y llenada con una mezcla de puzolana (cenizas volantes) y cemento debajo de la presa mientras estaba bajo el Se utilizó hormigón Prepakt de la central eléctrica, ya que esto redujo la demanda en la planta dosificadora, que estaba completamente ocupada suministrando hormigón para los bloques de la presa.
En julio de 1954, Downer reemplazó a 20 contratistas de alto nivel que había heredado con personas de su elección, muchas de ellas de Morrison-Knudsen Co. Un nombramiento importante fue el de AI Smithies, un ingeniero de construcción hidroeléctrica con mucha experiencia de Morrison-Knudsen, como superintendente de construcción. Con la administración establecida, la plantilla pudo reducirse de 1,107 cuando Downers asumió el control a 850. Bajo la administración de Downer, el ritmo de construcción aumentó y el vertido semanal de concreto mejoró rápidamente. En la primera semana de octubre de 1954, se vertieron 5.400 yd3 (4.100 m3 ) de hormigón, que habían aumentado a 6.700 yd3 (5.100 m3 ) vertidos en el transcurso de la semana siguiente. [1]
En mayo de 1955, el proyecto cumplía las fechas previstas y se trabajaba en la central eléctrica seis meses antes de lo previsto. La presa se construyó con bloques de concreto de 50 pies (15 m) de ancho con ranuras de 5 pies (1,5 m) de ancho entre ellos construidos en dos perfiles, los asociados con las compuertas tenían una sección adicional que contenía tomas y pantallas, así como una pendiente aguas abajo para sostenían la tubería forzada, mientras que el otro perfil tenía una pendiente más plana y sólo era lo suficientemente ancho en la parte superior para albergar el camino que cruzaba la parte superior de la presa. Junto con los tamaños de los bloques, se utilizaron diferentes mezclas de concreto y el paso de agua fría a través de serpentines de enfriamiento para mantener la temperatura del bloque a 10˚C (50˚F) y así provocar el agrietamiento del concreto. El agrietamiento puede permitir que entre agua en el cuerpo de la presa, lo que puede provocar levantamiento e inestabilidad durante los terremotos. Una vez que los bloques alcanzaron su temperatura final estable, las ranuras se rellenaron con hormigón.
Una vez que el hormigón de un bloque estuvo estable, las bobinas se llenaron con lechada. Se instaló una cortina de lechada de consolidación de baja presión de 20 pies (6,1 m) de profundidad en el lado aguas arriba de la presa y se extendió hacia ambos estribos para mejorar la resistencia de la roca debajo de la presa y evitar fugas. Se construyeron orificios de drenaje justo aguas abajo de la cortina de lechada, así como debajo de la casa de máquinas, con 40 manómetros instalados para registrar la presión ascendente sobre la estructura.
Se utilizó un total de 700.000 yd3 (540.000 m3 ) de hormigón en la construcción de la presa y el aliviadero, consumiendo 600.000 yd3 (460.000 m3 ) . El cemento se obtenía principalmente de la fábrica de Milburn Lime and Cement Company en Burnside (cerca de Dunedin) o por barco a Port Chalmers. Milburn emprendió una importante ampliación para suministrar cemento. El agregado se obtuvo del río Clutha en Commissioner's Flat, mientras que el agua procedía del río.
Stevenson & Cook, filial de Fletcher Holdings, fabricó e instaló las compuertas, la estructura de acero de la central eléctrica y los cabrestantes de la compuerta del aliviadero. Las placas laminadas para las compuertas se transportaron en camión desde su fábrica en Port Chalmers hasta el lugar donde una fuerza laboral de 80 hombres fabricó las compuertas. placas utilizando soldadores automáticos de arco sumergido en secciones en un taller especialmente construido y luego las instaló en su posición. [12] Todas las soldaduras fueron sometidas a rayos X durante la fabricación y después de la instalación, así como a pruebas de presión, excepto la sección revestida de hormigón en la entrada. Stevenson & Cook perdió dinero en el contrato de tubería forzada, lo que contribuyó a la liquidación de la empresa en 1959. [12] Fletcher Construction se encargó del trabajo de revestir y techar la central eléctrica. [12]
El Departamento Hidroeléctrico del Estado se encargó del diseño, compra, instalación y puesta en servicio del equipo eléctrico. Las licitaciones para el suministro de la principal planta eléctrica se publicaron en octubre de 1949 y los contratos se adjudicaron en mayo de 1950 por un coste de 1.000.000 de libras esterlinas para las primeras cuatro unidades generadoras.
El Departamento Hidroeléctrico del Estado se estableció en el lugar en junio de 1953. El acceso para llevar a cabo sus actividades se proporcionó por primera vez en agosto de 1954 y la construcción de la primera unidad generadora comenzó con la primera caja de espiral hormigonada en marzo de 1955.
En noviembre se descubrió que las juntas de los devanados del estator de los generadores estaban defectuosas. Afortunadamente, hubo tiempo suficiente para rehacer todas las uniones cuando, desde el 24 de noviembre de 1955, durante 23 días laborales hasta las vacaciones de Navidad, los miembros del Sindicato de Trabajadores de Nueva Zelanda estuvieron en huelga en apoyo de un conductor de grúa sindical que se había negado a bajar una carga transportada por su grúa cuando la sirena hizo sonar una pausa para tomar el té, lo que los contratistas estimaron retrasaría el inicio del llenado del lago en dos meses. [18]
Para conectar la nueva central eléctrica con los principales centros de carga, primero se construyó hasta Gore una nueva línea de postes de madera de 110 kV de 52 millas (83,69 km) . Luego, los linieros comenzaron a construir una línea de transmisión aérea de 110 kV de doble circuito de 89 millas (143,23 km) de largo utilizando torres de celosía de acero hasta la subestación Halfway Bush en Dunedin, que se completó en julio de 1955 a un costo de aproximadamente £ 500 000.
La conexión principal, sin embargo, era una nueva línea de transmisión aérea de circuito único de 220 kV de 266 millas de largo (428 km) construida con torres de celosía de acero desde Roxburgh hasta una nueva subestación en Islington en las afueras de Christchurch. En 1949, los estudios para esta línea estaban en marcha y en 1951 se establecieron los campamentos de construcción y se ordenó el material. En 1954 se había completado la primera sección de la línea, lo que le permitió transportar energía desde Tekapo A hasta Christchurch. Una segunda sección tan al sur como el valle de Waitaki ayudó a mejorar las condiciones de suministro durante el invierno. [19] La línea Roxburgh-Islington costó aproximadamente 1.000.000 de libras esterlinas y se completó en el invierno de 1956.
Dado que en junio de 1956 se estaban aplicando cortes de energía en toda la Isla Sur, el Ministro de Obras Públicas solicitó a los contratistas que concentraran todos los recursos en el trabajo que adelantaría el llenado del lago en la medida de lo posible. Para alentar a la fuerza laboral, el gobierno ofreció una bonificación de £2 por semana más £1 por día si el lago se llenaba antes del 19 de agosto. [20] A la medianoche del 21 de julio de 1956, el lago comenzó a llenarse y el nivel del lago comenzó a subir a un promedio de 3 pies (0,91 m) por hora.
A medida que el lago empezó a llenarse, empezaron a fluir niveles crecientes de agua desde los canales de drenaje detrás de la cortina de lechada en el pilar derecho, lo que indicaba que la cortina de lechada estaba defectuosa. Las investigaciones concluyeron que sería necesario realizar más inyecciones (lo que llevó aproximadamente quince días) antes de que el lago pudiera elevarse a su nivel final. Se tomó la decisión de permitir que el lago se llenara hasta no más allá de la cresta del aliviadero mientras los contratistas comenzaban a perforar e insertar más lechada. Mientras tanto, a las 12:30 horas del 23 de julio, una lancha rápida conducida por Ken Harliwich y acompañada por Willis Wetherall partió de Roxburgh hacia Alejandría realizando el primer viaje en barco por el nuevo lago. [21]
A las 11:20 am del 23 de julio de 1956, el lago se había llenado hasta la cima del agua del aliviadero. [22] Con una desesperada escasez de electricidad que afectaba a la Isla Sur, la puesta en servicio de la unidad generadora 1 comenzó inmediatamente bajo la dirección del ingeniero eléctrico residente Eric Gordon “Sandy” Sandelin. [21] La urgencia significó que desde la oficina central en Wellington estuvieran presentes el ingeniero jefe del Departamento Hidroeléctrico del Estado, MG “Bill” Latta, y su ingeniero jefe de la planta de energía, WAS Surridge. [21] También estuvo presente el futuro superintendente de la estación, A. Rose. [21] Una vez que los ingenieros estuvieron satisfechos de que la máquina estaba apta para el servicio, se conectó a las 6 de la tarde a la red nacional. Debido a la altura reducida, la potencia de la máquina se limitó a 30 MW. Al final del día siguiente, la unidad generadora 2 había completado su puesta en servicio y también estaba conectada al sistema. Esto permitió poner en servicio la línea de 220 kV a Islington, ya que se necesitaban dos máquinas para proporcionar suficiente potencia reactiva para cargar la gran longitud de la línea. La tercera unidad generadora se puso en servicio el 18 de agosto de 1956 y la cuarta unidad el 11 de diciembre de 1956. La central eléctrica fue inaugurada oficialmente el 3 de noviembre de 1956 por Stanley Goosman en presencia de 600 invitados, además de miembros del público. [8]
La entrega de las cuatro unidades generadoras restantes comenzó a finales de 1959, y la unidad 5 se puso en servicio el 19 de abril de 1961, la unidad 6 el 18 de agosto de 1961, la unidad 7 el 13 de marzo de 1962 y la unidad 8 el 1 de junio de 1962. [23]
La puesta en servicio de Roxburgh eliminó la necesidad de restricciones de energía en la Isla Sur y garantizó un excedente de energía durante muchos años.
En diciembre de 1947, el gobierno esperaba que el proyecto costara un total de 11.500.000 libras esterlinas. En septiembre de 1949, cuando se eligió la ubicación final y el tipo de presa, el costo había aumentado a 17.000.000 de libras esterlinas.
Se adjudicó un contrato de £8.620.074 a Hannen, Holland & Cubitts en asociación con Conrad Zschokke. Se trataba de un contrato de estimación objetivo con una "cláusula de no pérdida". En mayo de 1954 se renegoció el contrato para incluir a Downer & Co como principal. El nuevo contrato se basó en "una lista de tarifas" por un valor de 10.120.000 libras esterlinas.
El coste total final del proyecto fue de 24.102 libras esterlinas, 800 de las cuales 19.151.700 libras esterlinas fueron para ingeniería civil, 445.000 libras esterlinas para los cajones de mamparo y las obras civiles de la etapa 2, 4.506.100 libras esterlinas para la compra, instalación y puesta en servicio de los ocho generadores y el patio de distribución exterior. [24] En el coste de ingeniería civil se incluyeron £900.000 para la bonificación por finalización anticipada y £35.900 para acelerar el programa.
En total, se elaboraron 3.500 planos entre el Ministerio de Obras Públicas, la Dirección Hidroeléctrica del Estado y los contratistas para construir la central.
En diciembre de 1965 falló la bobina del generador en la unidad 2, seguida de una serie de fallas adicionales entre 1971 y 1973, que en un esfuerzo por corregir, se invirtieron los devanados. Las unidades 1, 3 y 4 tuvieron sus estatores rebobinados entre 1975 y 1976. [25]
La compuerta No. 3 en 1996 y la compuerta No. 2 en 2001 se modificaron para permitir que la central eléctrica pasara una inundación máxima de diseño aumentada de 5.700 m 3 /s (200.000 pies cúbicos/s). La puerta número 1 también fue tapada con hormigón. Para mejorar la capacidad de la estructura para resistir eventos sísmicos, el sistema operativo original de cadena pesada y contrapeso de la compuerta del aliviadero se reemplazó por un sistema hidráulico mientras se reforzaba el puente superior de la presa y se bajaban las torres del pórtico.
En la década de 1990 se automatizaron los sistemas de control de la central con nuevos sistemas de control y protección que permitieron desmantelarla. El control de la central eléctrica ahora se realiza desde un centro de control en la central eléctrica de Clyde.
En 1987, los activos de la NZED (incluido Roxburgh) fueron transferidos a la Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda (ECNZ).
El 1 de abril de 1996, la propiedad de Roxburgh fue transferida de la Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda a Contact Energy , una empresa de propiedad estatal que posteriormente pasó a ser de propiedad privada en 1999. Con la separación de Transpower, se construyó una nueva sala de control en el antiguo aparcamiento para albergar el Equipo de transpotencia necesario para operar el equipo de transmisión. Los disyuntores de chorro de aire originales fueron reemplazados por disyuntores SF6 de Sprecher & Schuh a finales de los años 1980.
El diseño original del generador complementaba el flujo de aire generado por el poste del ventilador con un flujo de aire a través del rotor. Durante las pruebas de aceptación en fábrica, un generador había sido sometido a un funcionamiento térmico, pero para mantener las pérdidas por viento y fricción dentro del 10 por ciento permitido sobre el valor garantizado, el fabricante había bloqueado el flujo a través del rotor, lo que redujo el flujo de aire en el generador. , con los refrigeradores en circuito cerrado, a 19,5 m3/s, que era aproximadamente el 90 por ciento del flujo de diseño. Esta modificación se aplicó a todos los generadores. El tiempo limitado necesario para poner en servicio las unidades generadoras significó que no se realizaron pruebas de calentamiento, lo que habría identificado el impacto de esta modificación en las temperaturas de los devanados del estator. Como resultado, los generadores Roxburgh siempre funcionaron a temperaturas más altas que la mayoría de los demás generadores hidráulicos de Nueva Zelanda. [26]
La práctica tradicional durante el verano para controlar las temperaturas del generador era abrir las salidas de aire del generador y utilizar conductos modificados para descargar el aire caliente fuera del edificio, al mismo tiempo que abrir la puerta principal de la central eléctrica y encender los ventiladores de extracción instalados en lo alto de la pared en el otro extremo de la sala de máquinas. [27]
En 1995, se hizo evidente que se estaba volviendo difícil mantener las temperaturas de los devanados del estator dentro de su rango operativo nominal de 65 a 75 °C cuando se operaba a su máxima producción durante los meses de verano, de enero a abril. Como resultado, fue necesario reducir la potencia de los generadores de 40 MW a 35 MW. Esta reducción de potencia limitó la flexibilidad operativa de la estación.
Las investigaciones encontraron que el sobrecalentamiento de los devanados del estator se debía a una rotura del aislamiento del devanado del estator, lo que reducía la transferencia de calor de los conductores, la acumulación de polvo y aceite en las superficies de los devanados del estator y del intercambiador de calor reducía su transferencia de calor, así como temperaturas sostenidas del aire ambiente y del agua del río durante el verano, la compartimentación de la central eléctrica para gestionar el riesgo de incendio, lo que redujo el flujo de aire a través de la central eléctrica, todo ello agravado por un sistema de ventilación del generador ineficiente. [26]
En 1997 se inició la práctica de no abrir más las salidas de aire durante el verano, ya que al hacerlo efectivamente se sacaba del circuito uno de los ocho enfriadores de aire dentro del generador.
Las modificaciones realizadas para abordar el problema del sobrecalentamiento incluyeron la mejora del flujo de aire a través de la central eléctrica, el retorno parcial al diseño original de enfriamiento del rotor; cambiar la forma en que el agua pasa a través del enfriador y el espaciado de las aletas del tubo; cambiar la configuración del conducto de aire central; y hacer las hieleras un poco más grandes. Como resultado, el volumen de aire que circula dentro de la unidad se ha incrementado en aproximadamente un 28 por ciento a 25 m3/s. [25] También se tomaron medidas para mejorar el flujo de aire a través de la central eléctrica como se describe a continuación.
A partir de 2002 se llevó a cabo una renovación importante en todas las unidades generadoras, que entre otros trabajos consistió en la instalación de nuevos núcleos y devanados del estator, el reaislamiento de los polos del rotor, la renovación del rodete de la turbina y las compuertas, y el reemplazo del anillo de desgaste en el eje de la turbina. , reemplazando los refrigeradores de aire del estator, así como reacondicionando, cuando sea necesario, cualquier componente mecánico. [25]
Cuando era propiedad del NZED, la central eléctrica estaba autoasegurada. Una vez que fue transferida a la empresa estatal ECNZ a finales de los años 1980, se hizo necesario obtener cobertura de seguro comercial. Para obtener este seguro se hizo necesario mitigar el riesgo de incendio en la estación. Como resultado, desde mediados de la década de 1990 en adelante, ECNZ mejoró la protección contra incendios en la estación, que para reducir la propagación de humo o incendio incluyó la compartimentación de la central eléctrica en varias zonas de incendio separadas. Esta compartimentación llevó en 1995 a instalar sistemas cortafuegos aprobados, reemplazar las puertas existentes con puertas cortafuegos o instalar cortafuegos de doble cara con puertas cortafuegos. Una vez instalada dicha barrera entre el piso del estator y la galería de cables en el lado aguas abajo de la casa de máquinas. Todas las puertas estaban equipadas con cierres ajustables de alta resistencia. Desafortunadamente, esta compartimentación restringió el flujo de aire y provocó que las temperaturas durante el verano alcanzaran los 30 °C en el piso de la sala de máquinas y los 40 °C en el piso del generador, alcanzando un máximo alrededor de las 8 pm [27]
Para mejorar el flujo de aire a través de la central eléctrica, se utilizaron cuñas temporales para mantener abiertas las puertas cortafuegos, pero esto comprometió la seguridad contra incendios. En 1999 se implementó una solución permanente, cuando las cuñas fueron reemplazadas por retenedores de puertas electromagnéticos que se combinaban con cierrapuertas automáticos que mantienen la puerta abierta, pero que en respuesta a una alarma de incendio o un corte de energía cierran las puertas automáticamente. La ventilación del piso del generador se mejoró aún más en 2002 mediante la instalación de un ventilador con conductos para importar aire frío desde una galería de drenaje de la presa. [27]
En 2012, el transformador de interconexión T10 original de 50 MVA 220/110 kV fue reemplazado por una nueva unidad de 150 MVA que eliminó una restricción significativa en el funcionamiento de la red de 110 kV de Southland. Esto también eliminó la restricción anterior de la estación de la generación de 110 kV a 90 MW y, por lo tanto, la producción total de la estación a 290 MW.
La central eléctrica consta de una presa de gravedad de hormigón de 360 m (1,170 pies de largo) y 56 m (185 pies de alto) desde la cual ocho compuertas forzadas de acero suministran agua a una central eléctrica que contiene las turbinas. Las compuertas cambian de una sección de entrada de 5,5 m (18 pies cuadrados) a 18 pies de diámetro antes de disminuir a 1,4 m (15 pies) donde ingresan a la caja de espiral. Tres compuertas de aliviadero de 135 toneladas (137 toneladas) suministradas por Sir William Arrol & Co. están ubicadas en el lado oeste (derecho) de la presa. Los diseñadores anticiparon una inundación de 3.400 m 3 /s (120.000 pies cúbicos/s) durante 500 años . Como resultado, el aliviadero se diseñó con una capacidad de 4.200 m 3 /s (150.000 pies cúbicos/s).
En la base del aliviadero había tres compuertas de bajo nivel de 80 toneladas (81,3 toneladas) suministradas por Stahlbau de Reinhausen en Alemania, diseñadas para pasar 2.300 m 3 /s (80.000 pies cúbicos/s). Durante la construcción, estas compuertas se utilizaron para desviar el río a través de un canal de desvío. La sección aguas arriba del canal de desvío no estaba revestida y seguía un antiguo canal natural del río antes de llegar al aliviadero y al bloque de compuerta que tiene una curva en la salida para desviar el agua del patio de maniobras exterior. Las superficies fueron acabadas con un alto nivel para garantizar un flujo suave del agua durante flujos medios y altos. Posteriormente se tapó una compuerta con concreto, dejando solo las compuertas No. 2 y No. 3 en servicio.
La superestructura de la central eléctrica está construida con un marco de acero soldado revestido con paneles prefabricados de hormigón. Dos puentes grúa de 118 toneladas (120 toneladas) fabricados por Sir William Arrol & Co recorren toda la central eléctrica, incluido el muelle de descarga.
El equipo de generación principal está dispuesto en tres pisos: el piso principal a 306,5 pies (93,4 m), el piso del generador a 297 pies (91 m) y el piso de la turbina a 287 pies (87 m) con galerías de cables en el lado aguas abajo que correr a lo largo del edificio. La elección del nivel de la planta principal estuvo regida por las dimensiones de la turbina y el generador. Sin embargo, como este nivel está por debajo del nivel de inundación máximo posible estimado en el momento del diseño en 315 pies (96 m), la central eléctrica y el taller se hicieron impermeables hasta este nivel. Como resultado, las ventanas están altas y las puertas están al nivel de 97 m (318 pies). [3]
Abierto a la sala de máquinas, pero elevado aproximadamente tres metros por encima del piso principal en el extremo occidental de la casa de máquinas, se encuentra el área de descarga, debajo del cual se encuentra el tablero de distribución de 400 V en el nivel del piso principal y debajo de ellos están los grupos electrógenos auxiliares en el piso del generador. [3]
El nivel más bajo es la galería de drenaje a 257 pies (78 m), que recorre toda la longitud de la casa de máquinas y da acceso a los tubos de tiro. [3]
Los transformadores del generador están ubicados al aire libre en una plataforma sobre el canal de descarga a 318 pies (97 m).
Cada aliviadero impulsa una turbina Francis suministrada por Dominion Engineering de Canadá. Las turbinas tienen una velocidad nominal de 136,4 rpm con una velocidad máxima garantizada de 252 rpm. Las turbinas tienen una potencia nominal de 56.000 hp a una altura neta de 148 pies (13,7 m), que consumen 101,2 m 3 /s (3575 pies cúbicos/s) de agua a plena carga. Los corredores pesan 28 toneladas y tienen un diámetro de 1,2 m (12 pies 10 pulgadas). La velocidad de cada turbina está controlada por un regulador suministrado por Woodward ubicado en el piso del generador. Las unidades generadoras están ubicadas a 50 pies (15 m) de distancia entre los centros. Cada turbina está conectada directamente a un generador síncrono de 44 polos y 11 kV suministrado por la británica Thomson-Houston (BTH). Cada generador tiene una potencia de 44,44 MVA con un factor de potencia de 0,9 y un peso total de 362 toneladas y el rotor pesa 185 toneladas. Cada uno de los generadores está encerrado en una carcasa de concreto octogonal de paredes gruesas, cada uno con una entrada de aire de reposición ubicada en cada esquina aguas arriba. Los generadores son enfriados por aire mediante ventiladores en la parte superior e inferior del rotor que hace circular el aire, mientras que los radiadores enfriados por agua ubicados en cada esquina del foso del generador eliminan el calor del aire. [3]
La salida de cada unidad generadora está conectada a tres transformadores generadores monofásicos, la mitad de los cuales fueron suministrados por Ferranti y el resto por Canadian General Electric . [1] Todos tenían dos devanados secundarios iguales, lo que les permitía configurarlos para proporcionar 110 kV o 220 kV. Las unidades generadoras 1 a 5 están conectadas al sistema de 220 kV y las unidades 6 a 8 al sistema de 110 kV. Los transformadores están ubicados en una plataforma encima del tubo de aspiración. Cada transformador pesa 59 toneladas cuando se llena de aceite. Desde los transformadores, los conductores aéreos llevaban la energía a través del canal de descarga hasta un patio de distribución al aire libre.
Las unidades generadoras fueron entregadas con eficiencias garantizadas del 92,2% en turbinas de tres cuartos de carga, 97,36% en tres cuartos de carga y 97,67% en carga completa con una eficiencia combinada de 89,77% en tres cuartos de carga. [28]
Los sistemas de 110 kV y 220 kV fueron conectados mediante un transformador de interconexión de 50 MVA 220/110 kV suministrado por Brown Boveri. Los disyuntores exteriores de 220 kV y 110 kV también fueron suministrados por Brown Boveri y eran del tipo soplado de aire.
Para garantizar un auxiliar confiable para la central eléctrica, se instalaron dos unidades generadoras auxiliares debajo del muelle de descarga y se suministraron desde una tubería forzada compartida de 3 pies (0,27 m) de diámetro y 243 pies (22,6 m) de largo que iba desde la parte superior de la presa. Cada unidad tiene una turbina Francis horizontal de 765 hp suministrada por Drees & Co de Alemania Occidental que acciona mediante volante un generador de 625 kVA y 400 V suministrado por General Electric. A plena carga, cada unidad consume 0,165 m 3 /s (5,82 pies cúbicos/s) de agua.
Las unidades generadoras auxiliares se modernizaron a un costo de 2,5 a 3 millones de dólares neozelandeses en 2017. [29]
El lago Roxburgh , el lago formado detrás de la presa, se extiende por casi 30 kilómetros (19 millas) hacia la ciudad de Alexandra .
El funcionamiento de la central eléctrica está cubierto por los requisitos de seis consentimientos de recursos que expiran en 2042. [30] Estos requieren una descarga mínima de 250 m 3 /s (8800 pies cúbicos/s) de la central eléctrica. [31]
Con la puesta en funcionamiento de Roxburgh, los sedimentos que anteriormente fluían por el río Clutha quedaron atrapados detrás de la presa. En 1961 se iniciaron estudios periódicos para controlar este sedimento. En 1979, el nivel medio del lecho del río aguas abajo del puente Alexandra había aumentado 3,6 metros desde que se creó el lago en 1956. [32] La finalización de la central eléctrica de Clyde en 1992 redujo las entradas de sedimentos del río Clutha, dejando el río Manuherikia como fuente principal. Las inundaciones de 1979, 1987, 1994 y 1995 llevaron a muchos residentes de Alexandra a presionar a los propietarios de la central eléctrica de Roxburgh para que gestionaran mejor la acumulación de sedimentos. Una gran inundación en 1999 provocó la inundación de gran parte de la principal zona comercial de Alexandra. Esto llevó a Contact Energy y al gobierno a comprar propiedades afectadas por inundaciones y servidumbres de inundación sobre otras, así como a construir un banco de inundaciones. Contact Energy también ha introducido un programa para bajar el nivel del lago durante las inundaciones en un intento de mover los sedimentos río abajo.
Entre 1956 y 1979, el nivel máximo de funcionamiento del lago Roxburgh fue de 132,6 m antes de reducirse a 132 m. En diciembre de 2009, el Consejo Regional de Otago dio permiso a Contact Energy para volver a un nivel operativo máximo de 132,6 m. [2] Esto aumentaría la cantidad de electricidad que la central podría generar. Cuando se escuchó la solicitud de Contact Energy en octubre de 2009, se recibieron 14 presentaciones sobre la solicitud, ocho en oposición, cinco a favor y una neutral. La aprobación de un mayor nivel operativo vino acompañada de las condiciones para garantizar que el caudal de descarga de la central eléctrica coincidiera con los caudales de inundación naturales. Cuando el flujo alcanza los 700 m 3 /s (25.000 pies cúbicos/s), el nivel del lago Roxburgh debe reducirse por debajo de los 132 m, ya sea liberando menos agua en la central eléctrica de Clyde o aumentando el flujo a través de la central eléctrica de Roxburgh. Otras condiciones abordaron la mitigación de los efectos en las áreas de servicios y senderos para caminar, así como los protocolos a seguir si se encuentran artefactos históricos. [2]
Desde 2012 se lleva a cabo un programa de captura y transferencia y transporte de angulas (anguilas juveniles) alrededor de la central. informe 2016
