La presa de Roxburgh es el primer gran proyecto hidroeléctrico de 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 de Energía Hidroeléctrica del Estado estimó que, incluso con las centrales eléctricas que se estaban construyendo, sólo podrían satisfacer la demanda prevista para la Isla Sur hasta 1950 o 1951 y que era necesaria una nueva central eléctrica de gran tamaño. Investigaciones detalladas realizadas por el Departamento de Obras Públicas identificaron dos alternativas: Black Jack's Point en el río Waitaki (donde finalmente se construiría la central eléctrica de Benmore) y Roxburgh Gorge en el río Clutha. Una central eléctrica en Roxburgh tenía la ventaja de estar menos alejada, requerir menos investigación geológica, la mitad de los materiales para la misma producción de energía y un mejor clima para llevar a cabo los trabajos de construcción, que eran consideraciones importantes en una época de grave escasez de mano de obra y cemento [3].
Los registros históricos muestran que el caudal a largo plazo del río era de 500 m 3 /s (17.650 pies cúbicos /s) y que sería posible un caudal 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 central podría entregar una producción máxima de 320 MW. [3]
El río Clutha se alimenta de los lagos Hāwea , Wakatipu y Wānaka . Ya existían compuertas de control en el río Kawarau en la desembocadura del lago Wakatipu y se decidió controlar los flujos de los lagos restantes. Después de que una investigación descubriera que las condiciones del suelo no eran adecuadas en el lago Wanaka, solo el lago Hāwea recibió una nueva estructura de control. Esta 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 los planes para construir una central hidroeléctrica en el río Clutha. Inicialmente, solo se instalarían tres unidades generadoras de 40 MW, y la central tendría una capacidad máxima planificada de 320 MW. El río Clutha, entre Alexandra y Roxburgh, atraviesa un profundo desfiladero que ofrecía varias ubicaciones 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 n.º 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 descubrieron que Tamblyn's Orchard en Coal Creek, donde el río salía del desfiladero de Roxburgh, cerca de la ciudad de Roxburgh, ofrecía la mayor altura posible y, por lo tanto, la mayor producción de energía, mejores condiciones de agua de descarga, el mejor acceso y sería el más cercano a ubicaciones adecuadas tanto para la construcción como para pueblos 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 desviación comenzara en junio de 1949. [4] En octubre de 1949, a pedido del Ministerio de Obras, el Dr. John L. Savage , ex ingeniero jefe de diseño de la Oficina de Recuperación 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, se decidió en octubre de 1950 que, debido a la geología en 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 una experiencia limitada con 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 Roxburgh como nombre de la central eléctrica en 1947. [5]
El MOW era el departamento gubernamental responsable del diseño y la construcción de la central eléctrica del gobierno 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, asumió que su organización se encargaría del diseño y, como mínimo, construiría el canal de desviación. 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 desviación. Este canal tendría finalmente 2000 pies (610 m) de largo, 100 pies (30 m) de ancho y 70 pies (21 m) de profundidad, lo que requirió la eliminación de 255 000 yardas cúbicas (195 000 m 3 ) de material. [6] [7]
A finales de 1950, en la obra trabajaban 720 trabajadores. [8]
Para albergar a los trabajadores, el Ministerio de Obras Públicas construyó en 1947 un campamento para hombres solteros y una cocina en la orilla oeste del río. En 1950 se empezó a construir 100 cabañas para trabajadores. Al año siguiente se empezó a construir un salón de la YMCA, tiendas, un hospital y alojamiento para enfermeras y otras 225 cabañas. Con el tiempo, el pueblo creció hasta tener 724 casas, además de 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 pistas de tenis, una piscina y un sistema de alcantarillado. Además, había cuatro campamentos para hombres solteros (dos en la orilla este y dos en la orilla oeste) que contenían un total de 1000 cabañas. Estas instalaciones costaron un total de NZ£2.241.925. [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 contenía 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 lo que 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 de generador, 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 una de aproximadamente 19 toneladas (19,3 toneladas) brutas, 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) brutas, 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, 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 de la línea Roxburgh Branch hasta su terminal en Roxburgh. Sin embargo, esta línea tenía una pendiente no compensada de 1 en 41 y cinco curvas en cadena (100,6 metros) que limitarían las cargas a 180 toneladas por locomotora. [11] Además, cuatro túneles [1], incluidos los de Manuka y Round Hill en la línea, restringían el tamaño físico de lo que se podía transportar, lo que llevó a que se considerara la posibilidad de ampliarlos. Esto habría sido costoso y restringido el uso de la línea mientras se estaba llevando a cabo. Como alternativa, se llevó a cabo una investigación para alargar la línea Tapanui Branch 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 la línea Roxburgh Branch. Finalmente, se decidió utilizar la línea Roxburgh Branch siempre que fuera posible para todos los materiales de construcción y equipos más pequeños. Estos fueron transportados por la línea principal sur hasta Milton , donde fueron transferidos al ramal de Roxburgh, que los llevó a Roxburgh y desde allí fueron transportados por carretera hasta la central eléctrica. Se consideró la posibilidad de extender la línea hasta el sitio de construcción, pero no se llevó a cabo debido a la dificultad de pasar por el extremo este del puente colgante existente de Roxburgh. [1] Para mejorar la capacidad de transporte de la línea, se realizaron algunas servidumbres de paso en curvas 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 del ramal Waikaka no tenía túneles de constricción, se utilizaría para transportar artículos pesados fuera de calibre, como los rodetes de la turbina y los soportes de los cojinetes inferiores. Estos artículos se transportaron en la línea principal sur desde el puerto en Bluff hasta el cruce en McNab y luego a través del ramal Waikaka hasta su terminal en Waikaka. Desde allí se transportaron por carretera a la central eléctrica utilizando un transportador especializado. [11] Para ayudar en la transferencia del transporte ferroviario al transporte por carretera, se erigió un pórtico de 30 toneladas (30,5 toneladas) de 4 postes 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 lugar de construcción se instaló en 1949 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 del pueblo se obtuvo del aserradero Conical Hills en Tapauni y se transportó a través del ramal de Tapanui hasta la línea principal sur, que proporcionaba una conexión a través del ramal de Roxburgh hasta Roxburgh. En su apogeo, se transportaban diariamente por ferrocarril entre 4.500 y 6.000 metros cuadrados de madera.
En la estación de ferrocarril de Roxburgh, el PWD erigió silos para almacenar las 50.000 toneladas de cemento previstas al año que se consumirían en el pico del proyecto, así como un pórtico de elevación de seis postes de 60 toneladas (61 toneladas) [10]. Se esperaba que los envíos de cemento a granel comenzaran 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 de cemento finalizó en noviembre de 1956. [11] En abril de 1956, Milburn había suministrado 105.000 toneladas de cemento y aún quedaban otras 10.000 toneladas por entregar para completar el proyecto.
NZR operaba ocasionalmente trenes turísticos desde Dunedin y Christchurch. El costo de un boleto combinado de ida y vuelta en tren y autobús desde Dunedin hasta el sitio de la central eléctrica era de 16 chelines. [11]
Siempre que fue posible, el equipo se envió por la línea ferroviaria Dunedin-Roxburgh hasta Roxburgh y desde allí se transportó por carretera hasta la central eléctrica. Por ejemplo, los transformadores se transportaron por ferrocarril desde Port Chalmers hasta Roxburgh en vagones de 40 toneladas y luego se llevaron al sitio de la central eléctrica en un transportador de tanques Rogers de 40 toneladas. [10] Las secciones del estator y los ejes siguieron una ruta similar. [10]
Debido a que la línea ferroviaria del ramal Waikaka tiene túneles más grandes, los rodetes de la turbina y los soportes de cojinetes inferiores del generador se transportaron por esta línea. Desde la terminal de la línea en Waikaka, se transportaron por carretera hasta la central eléctrica utilizando un transportador especializado.
El Ministerio de Obras Públicas había detectado que carecía de personal de ingeniería y diseño para llevar a cabo la gran cantidad de construcción de centrales eléctricas que el gobierno se había comprometido a realizar en las islas Norte y Sur. Fritz Langbein creía que, si se conseguían 1.000 trabajadores extranjeros, el Ministerio de Obras Públicas podría completar todo el proyecto internamente en 1954. [12] En mayo de 1949, el gobierno aceptó a regañadientes que tal vez fuera necesario contratar a contratistas extranjeros para cumplir con el programa de construcción planificado. 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 eléctricos y el contratista English Electric e Insulated Callender Cables para diseñar y construir la central eléctrica de 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 con la responsabilidad dividida 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 podría 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 gastar valiosos fondos extranjeros, la oferta fue rechazada formalmente en septiembre de 1949 por el Ministro de Finanzas del gobierno laborista. [13]
Mientras tanto, se continuó trabajando en el lugar para terminar la construcción del poblado y crear el canal de desviación. Sin embargo, el progreso fue lento y no se esperaba que la desviación se completara hasta 1953 en lugar de 1951, como estaba previsto.
En 1949, el gobierno nacional recién elegido, que ideológicamente favorecía a la empresa privada, nombró a Stan Goosman Ministro de Obras y Ministro del Departamento Hidroeléctrico del Estado. En 1951, los retrasos previstos en el proyecto eran lo suficientemente graves como para suscitar críticas de la Autoridad de Suministro Eléctrico. Para entonces, consciente de los déficits energéticos previstos y de la escasez de recursos gubernamentales para completar otros seis proyectos hidroeléctricos que estaban en marcha, así como para completar Roxburgh, la respuesta de Goosman fue anunciar el 25 de septiembre de 1951 que se convocaría una licitación a las partes interesadas para llevar a cabo los aspectos civiles del proyecto. Esto requirió la rápida producción de documentos de licitación y especificaciones por parte de un equipo de diseño gubernamental con poco personal. Los licitadores tenían la opción de presentar una oferta sobre la base de una lista de cantidades o nominando una "estimación objetivo" más una comisión del 4%. En este tipo de contrato, el Gobierno cubría todos los costes y el contratista recibía una comisión del 4% del coste total hasta la estimación objetivo. Si el costo variaba del estimado, entonces se añadía o restaba del honorario el 25% del cambio. Una "cláusula de no pérdida" significaba que si los sobrecostes eran lo suficientemente altos, el contratista podía perder todos sus honorarios pero no sufriría ninguna pérdida adicional, aparte de las causadas por no cumplir con las fechas de finalización acordadas. Se recibieron ocho ofertas. Tres eran de precio fijo con una lista de cantidades y el resto eran estimaciones objetivo. El Ministerio de Obras había estimado que la obra costaría £10.198.000 y el promedio de siete de los postores fue de £10.068.838. [12] La oferta más baja fue de £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 llevar a cabo el trabajo.
Después de las 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 temprana. Había una penalidad por la división tardía del río y una penalidad de £ 1000 por cada día después de julio de 1955 en que la central eléctrica no estuviera lista para el servicio. [14] La fecha de finalización objetivo era el 1 de junio de 1955.
A finales de agosto de 1952, el Ministerio de Obras Públicas había completado los dos teleféricos que se utilizarían para transportar el hormigón hasta la zona de trabajo. Para fabricar hormigón en el lugar, el Ministerio de Obras Públicas compró una planta mezcladora de hormigón Johnson que había sido utilizada por la Marina 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 se trasladó primero a la central eléctrica de Benmore y luego a la central eléctrica de Aviemore y a la presa de Pukaki para mezclar áridos para las tuberías forzadas, los aliviaderos y otras estructuras de hormigón.
El consorcio compró del extranjero 82 ingenieros, supervisores y personal administrativo y 322 trabajadores para el proyecto y se hizo cargo de 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 desviación y el consorcio también se hizo cargo de estos trabajadores.
Antes de su participación 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 limitó a brindar únicamente servicios de ingeniería, mientras que el personal de Cubitts cubrió todos los roles de gestión.
En marzo de 1953, el Ministerio de Obras Públicas se mostró preocupado por el progreso que estaba haciendo el consorcio y por la falta de experiencia de su equipo directivo para construir una central hidroeléctrica, lo que se puso de manifiesto por la gran cantidad de trabajos de remodelación que se estaban realizando. El Gobierno no ayudó a que se produjeran avances porque ordenó 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 envió en avión a 309 trabajadores de Gran Bretaña.
En octubre de 1953, estaba claro que el consorcio no cumpliría con la fecha de julio de 1955, prevista 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 en la dirección, la reducción de las horas de trabajo a 40 por semana y el impacto de los sobrecostes en el salario de los trabajadores. En noviembre de 2000, los trabajadores británicos exigieron una semana laboral de 70 horas o sus billetes de regreso a Gran Bretaña.
Como en 1953 [16] fue necesario introducir un 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 de construcción de Nueva Zelanda, que asistieran en dos días a una reunión en la casa de verano del Primer Ministro el 24 de abril de 1954. En esta reunión, a la que asistieron representantes del consorcio, el gobierno solicitó a Arnold Downer y Arch McLean de Downers que ingresaran al proyecto como socio gerente con una participación del 25%. Después de gastar £4 millones, el contrato existente se canceló y se acordó un contrato de tarifas con la rebautizada Cubitts Zschokke Downer con una fecha de finalización planificada para fines 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 comenzaron con mal pie cuando la carga explosiva utilizada a mediados de junio para retirar el bulto de agua corriente arriba dañó la ataguía de pilotes de chapa de acero que se encuentra aguas abajo. Esta ataguía se construyó para garantizar que el agua no arrastrara restos de la explosión desde el bulto de agua superior hasta el canal de compuerta. Finalmente, se retiraron los restos y la ataguía, lo que permitió un flujo sin restricciones por el canal de desvío.
Ahora era necesario bloquear el río para que toda el agua fluyera por el canal de desviación. El caudal medio del río era de 500 m3 / s (17.650 pies cúbicos/s) y en junio había descendido a 170 m3 / s (6.000 pies cúbicos/s), pero cuando el trabajo se había completado hasta una etapa tal que se había elegido una fecha firme del 1 de julio para intentar la desviación, el caudal había aumentado a 340 m3/s (12.000 pies cúbicos/ s ). Se asignaron excavadoras adicionales al intento a medida que el caudal constante aumentaba a 420 m3 / s (15.000 pies cúbicos/s) y luego a 510 m3 / s (18.000 pies cúbicos/s). [1] Si la desviación no se hubiera podido completar antes de los caudales máximos del invierno, el proyecto habría sufrido un retraso de entre nueve y doce meses. [12] A pesar de los estudios que indicaban que las condiciones no eran las óptimas, Arnold Downer tomó la decisión de seguir adelante. Utilizando doce excavadoras, se movió suficiente tierra y rocas acumuladas a un ritmo de 570 m3 ( 750 yardas cúbicas) durante doce horas el 1 de julio de 1954 para desviar con éxito el río hacia el canal de desviación. [1] [8]
Una vez desviado el río, 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 m3 ( 240.000 yd3) de material, mientras que la ataguía aguas abajo consumió 54.000 m3 ( 71.000 yd3) de material. [1]
Se esperaba que se encontrara oro en el lecho expuesto del río, pero a pesar de que el Ministerio de Obras Públicas obtuvo una licencia minera y empleó a dos mineros de oro experimentados, los resultados fueron decepcionantes. [1] Una vez libre de agua, se comenzó a trabajar en la excavación de los cimientos para el 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), se excavó y se rellenó con una mezcla de puzolana (ceniza volante) y cemento debajo de la presa, mientras que debajo de la central eléctrica se utilizó hormigón Prepakt, ya que esto redujo la demanda en la planta de dosificación 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 por personas de su elección, muchas de ellas de Morrison-Knudsen Co. Un nombramiento significativo fue el de AI Smithies, un ingeniero de construcción hidráulica con mucha experiencia de Morrison-Knudsen como superintendente de construcción. Con la administración en su lugar, el trabajo a tiempo parcial se pudo reducir de los 1.107 cuando Downers tomó el control, a 850. Bajo la administración de Downer, el ritmo de construcción aumentó y el vertido semanal de hormigón mejoró rápidamente. En la primera semana de octubre de 1954 se vertieron 5.400 yd3 (4.100 m3 ) de hormigón, que había aumentado a 6.700 yd3 (5.100 m3 ) vertidos en el transcurso de la semana siguiente. [1]
En mayo de 1955, el proyecto estaba cumpliendo con las fechas previstas, con las obras en la central eléctrica seis meses antes de lo previsto. La presa se construyó con bloques de hormigón de 15 m (50 pies) de ancho con ranuras de 1,5 m (5 pies) de ancho entre ellos, construidas en dos perfiles: los asociados a las tuberías forzadas tenían una sección adicional que contenía tomas y rejillas, así como una pendiente aguas abajo para soportar la tubería forzada, mientras que el otro perfil tenía una pendiente más plana y solo era lo suficientemente ancho en la parte superior para albergar la carretera que cruzaba la parte superior de la presa. Junto con los tamaños de los bloques, se utilizaron diferentes mezclas de hormigón y el paso de agua fría a través de serpentines de refrigeración para mantener la temperatura del bloque a 10 ˚C (50 ˚F) y, por lo tanto, evitar el agrietamiento del hormigón. El agrietamiento puede permitir que el agua entre en el cuerpo de la presa, lo que puede provocar un levantamiento y una inestabilidad durante los terremotos. Una vez que los bloques alcanzaron su temperatura estable final, las ranuras se rellenaron con hormigón.
Una vez que el hormigón de un bloque estuvo estable, los serpentines se rellenaron con lechada. Se instaló una cortina de lechada de consolidación de baja presión de 20 pies (6,1 m) de profundidad en el lado de aguas arriba de la presa y se extendió hasta 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 central eléctrica, con 40 manómetros instalados para registrar la presión ascendente en la estructura.
En la construcción de la presa y el aliviadero se utilizaron un total de 540.000 m3 de hormigón, que consumieron 460.000 m3 . El cemento se obtuvo principalmente de la fábrica de Milburn Lime and Cement Company en Burnside (cerca de Dunedin) o por barco hasta Port Chalmers. Milburn realizó una importante ampliación para abastecerse de cemento. Los áridos se obtuvieron del río Clutha en Commissioner's Flat, mientras que el agua procedía del río.
La subsidiaria de Fletcher Holdings, Stevenson & Cook, fabricó e instaló las tuberías forzadas, el marco de acero de la central eléctrica y los cabrestantes de la compuerta del aliviadero. Las placas laminadas para las tuberías forzadas se transportaron en camión desde su fábrica en Port Chalmers hasta el sitio donde una fuerza laboral de 80 hombres fabricó las placas utilizando soldadores automáticos de arco sumergido en secciones en un taller construido especialmente y luego las instaló en su posición. [12] Todas las soldaduras fueron radiografiadas durante la fabricación y radiografiadas después de la instalación, así como también probadas a presión, excepto la sección revestida de concreto en la entrada. Stevenson & Cook perdió dinero en el contrato de la tubería forzada, lo que contribuyó a la liquidación de la empresa en 1959. [12] Fletcher Construction emprendió el trabajo de revestir y techar la central eléctrica. [12]
El Departamento de Energía Hidroeléctrica del Estado se encargó del diseño, la compra, la instalación y la puesta en servicio del equipo eléctrico. En octubre de 1949 se convocaron licitaciones para el suministro de la principal planta eléctrica 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 Estatal de Hidroelectricidad 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 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 juntas cuando, desde el 24 de noviembre de 1955 y durante 23 días hábiles hasta las vacaciones de Navidad, los miembros del Sindicato de Trabajadores de Nueva Zelanda se declararon en huelga en apoyo de un conductor de grúa sindicalizado que se había negado a bajar una carga que transportaba su grúa cuando la sirena hizo una pausa para tomar té, lo que, según los contratistas, retrasaría el comienzo del llenado del lago en dos meses. [18]
Para conectar la nueva central eléctrica con los principales centros de carga, primero se construyó una nueva línea de postes de madera de 110 kV de 52 millas (83,69 km) de longitud hasta Gore . Luego, los linieros comenzaron a construir una línea aérea de transmisión de 110 kV de doble circuito de 89 millas (143,23 km) de longitud utilizando torres de acero enrejado hasta la subestación Halfway Bush en Dunedin, que se completó en julio de 1955 con un costo de aproximadamente £ 500,000.
Sin embargo, la conexión principal era una nueva línea aérea de transmisión de circuito único de 220 kV de 428 km de longitud construida con torres de acero enrejado 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 habían establecido los campamentos de construcción y se había encargado 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 hasta el valle de Waitaki en el sur 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.
En junio de 1956, cuando se produjeron cortes de electricidad en toda la Isla Sur, el Ministro de Obras solicitó a los contratistas que concentraran todos los recursos en trabajos que adelantaran el llenado del lago lo máximo posible. Para alentar a la fuerza laboral, el gobierno ofreció una bonificación de 2 libras por semana más 1 libra por día si el lago se llenaba antes del 19 de agosto. [20] A la medianoche del 21 de julio de 1956, comenzó el llenado del lago y el nivel del lago comenzó a subir a una media de 3 pies (0,91 m) por hora.
A medida que el lago empezó a llenarse, comenzaron a fluir niveles cada vez mayores de agua de los canales de drenaje detrás de la cortina de lechada en el estribo derecho, lo que indicó que la cortina de lechada estaba defectuosa. Las investigaciones concluyeron que se tendría que realizar más lechada (lo que llevó alrededor de 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 p. m. del 23 de julio, una lancha rápida conducida por Ken Harliwich y acompañada por Willis Wetherall partió de Roxburgh hacia Alejandría para realizar el primer viaje en barco por el nuevo lago. [21]
A las 11:20 horas del 23 de julio de 1956, el lago se había llenado hasta el borde del aliviadero. [22] Con una escasez desesperada de electricidad que afectaba a la Isla Sur, la puesta en servicio de la unidad generadora 1 comenzó de inmediato bajo la dirección del ingeniero eléctrico residente Eric Gordon "Sandy" Sandelin. [21] La urgencia significó que, desde la oficina central en Wellington, estaban 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 en condiciones de funcionar, se conectó a la red nacional a las 6:00 p. m. Debido a la caída reducida, la salida de la máquina se limitó a 30 MW. Al final del día siguiente, la unidad generadora 2 había completado la puesta en servicio y también estaba conectada al sistema. Esto permitió que la línea de 220 kV a Islington se pusiera en servicio, ya que se necesitaban dos máquinas para proporcionar suficiente energía 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 fines de 1959; 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 funcionamiento de Roxburgh eliminó la necesidad de restricciones energéticas en la Isla Sur y garantizó un excedente de energía durante muchos años.
En diciembre de 1947, el gobierno calculó que el proyecto costaría un total de 11.500.000 libras esterlinas. En septiembre de 1949, cuando se había elegido la ubicación definitiva y el tipo de presa, el coste había aumentado a 17.000.000 libras esterlinas.
Se adjudicó un contrato de 8.620.074 libras esterlinas a Hannen, Holland & Cubitts en asociación con Conrad Zschokke. Se trataba de un contrato de estimación de objetivos con una "cláusula de no pérdida". En mayo de 1954, el contrato se renegoció 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 24.102.800 libras, de las cuales 19.151.700 libras se destinaron a ingeniería civil, 445.000 libras a los cajones de mamparo y las obras civiles de la etapa 2, y 4.506.100 libras a la compra, instalación y puesta en servicio de los ocho generadores y el patio de maniobras exterior. [24] En el coste de ingeniería civil se incluyeron 900.000 libras para la bonificación por finalización temprana y 35.900 libras para acelerar el programa.
En total, para la construcción de la central se elaboraron 3.500 planos entre el Ministerio de Obras, el Departamento Hidroeléctrico del Estado y los contratistas.
En diciembre de 1965 falló una bobina del generador en la unidad 2, a lo que siguieron una serie de fallos entre 1971 y 1973, que, en un intento de corregir, se invirtieron los devanados. Los estatores de las unidades 1, 3 y 4 fueron 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 pudiera pasar una mayor avenida de diseño de 5.700 m 3 /s (200.000 pies cúbicos/s). La compuerta nº 1 también se taponó con hormigón. Para mejorar la capacidad de la estructura para soportar eventos sísmicos, el sistema original de operación de la compuerta del aliviadero, con cadenas pesadas y contrapesos, se reemplazó por un sistema hidráulico, mientras que el puente superior de la presa se reforzó y las torres de pórtico se bajaron.
En la década de 1990, los sistemas de control de la central eléctrica se automatizaron con nuevos sistemas de control y protección que permitieron que no necesitara personal. El control de la central eléctrica se lleva a cabo ahora desde un centro de control en la central eléctrica de Clyde.
En 1987, los activos de NZED (incluido Roxburgh) fueron transferidos a la Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda (ECNZ).
El 1 de abril de 1996, la propiedad de Roxburgh pasó de la Electricity Corporation of New Zealand a Contact Energy, una empresa 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 Transpower necesario para operar el equipo de transmisión. Los disyuntores de aire comprimido originales se reemplazaron por disyuntores de SF6 de Sprecher & Schuh a fines de la década de 1980.
El diseño original del generador complementó el flujo de aire generado por los polos del ventilador con un flujo de aire a través del rotor. Durante las pruebas de aceptación en fábrica, se había sometido a un generador a un ensayo de calentamiento, pero para mantener las pérdidas por fricción y por efecto del viento dentro del 10 por ciento permitido por encima del valor garantizado, el fabricante había bloqueado el flujo a través del rotor, lo que redujo el flujo de aire en el generador, con los enfriadores en el 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 que tomó poner en servicio las unidades generadoras hizo que no se realizaran ensayos 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 hidroeléctricos en Nueva Zelanda. [26]
La práctica tradicional durante el verano para controlar las temperaturas del generador era abrir las rejillas de ventilación del generador y utilizar conductos modificados para descargar el aire caliente fuera del edificio, al mismo tiempo que se abría la puerta principal de la sala de máquinas y se ponían en marcha 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 resultaba difícil mantener las temperaturas de los devanados del estator dentro de su rango operativo nominal de 65 a 75 °C cuando funcionaban a su máxima potencia 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 limitó la flexibilidad operativa de la central.
Las investigaciones encontraron que el sobrecalentamiento de los devanados del estator se debía a una avería del aislamiento del devanado del estator, lo que reducía la transferencia de calor de los conductores, la acumulación de polvo y aceite en el devanado del estator y las superficies del intercambiador de calor, lo que reducía su transferencia de calor, así como las altas 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 reducía 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 rejillas de ventilación durante el verano, ya que al hacerlo se dejaba fuera del circuito uno de los ocho enfriadores de aire del generador.
Las modificaciones realizadas para solucionar el problema del sobrecalentamiento incluyeron la mejora del flujo de aire a través de la central eléctrica, el retorno parcial al diseño original de refrigeración a través del rotor, el cambio de la forma en que el agua pasa a través del enfriador y el espaciado de las aletas de los tubos, el cambio de la configuración del conducto de aire del núcleo y la ampliación de los enfriadores. Como resultado, el volumen de aire que circula dentro de la unidad se ha incrementado aproximadamente en 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 importante remodelación de todas las unidades generadoras, que entre otros trabajos consistió en la instalación de nuevos núcleos y bobinados de estator, el nuevo aislamiento de los polos del rotor, la renovación del rodete de la turbina y las compuertas, la sustitución del anillo de desgaste en el eje de la turbina, la sustitución de los enfriadores de aire del estator, así como la renovación, cuando fue necesario, de cualquier componente mecánico. [25]
Cuando era propiedad de la NZED, la central eléctrica estaba autoasegurada. Una vez que se transfirió a la empresa estatal ECNZ a fines de la década de 1980, se hizo necesario obtener una cobertura de seguro comercial. Para obtener este seguro, se hizo necesario mitigar el riesgo de un incendio en la central. Como resultado, desde mediados de la década de 1990 en adelante, ECNZ mejoró la protección contra incendios en la central, que para reducir la propagación de humo o fuego incluyó la compartimentación de la central eléctrica en varias zonas de incendio separadas. Esta compartimentación llevó en 1995 a instalar un cortafuegos aprobado, reemplazar las puertas existentes con puertas resistentes al fuego o instalar cortafuegos de doble cara con puertas resistentes al fuego. Una vez que se instaló dicha barrera entre el piso del estator y la galería de cables en el lado de aguas abajo de la central eléctrica, todas las puertas se equiparon con cierres ajustables de alta resistencia. Desafortunadamente, esta compartimentación restringió el flujo de aire y provocó que las temperaturas durante el verano alcanzaran los 35 °C en el piso de la sala de máquinas y los 45 °C en el piso del generador, con un pico máximo alrededor de las 8 p. m. [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 comprometía la seguridad contra incendios. En 1999 se implementó una solución permanente, cuando las cuñas se reemplazaron por retenedores de puertas electromagnéticos que se combinaron con cierrapuertas automáticos que mantienen la puerta abierta, pero que en respuesta a una alarma de incendio o un corte de energía cierran automáticamente las puertas. La ventilación del piso del generador se mejoró aún más en 2002 mediante la instalación de un ventilador canalizado para importar aire frío desde una galería de drenaje de la presa. [27]
En 2012, el transformador de interconexión T10 original de 50 MVA y 220/110 kV se reemplazó 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 generación de 110 kV de la estación 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 de largo y 56 m de alto, desde la que ocho tuberías de acero suministran agua a una central eléctrica que contiene las turbinas. Las tuberías de acero pasan de una sección de entrada de 5,5 m cuadrados a 5,5 m de diámetro antes de estrecharse hasta 1,4 m donde entran en 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 500 años de 3400 m3 / s (120 000 pies cúbicos/s). Como resultado, el aliviadero se diseñó con una capacidad de 4200 m3 / s (150 000 pies cúbicos/s).
En la base del aliviadero había tres compuertas de nivel bajo de 80 toneladas (81,3 toneladas) suministradas por Stahlbau de Reinhausen en Alemania, diseñadas para dejar 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 desviación. La sección aguas arriba del canal de desviación no estaba revestida y seguía un antiguo canal natural del río antes de llegar al aliviadero y al bloque de compuertas, que está curvado en la salida para desviar el agua del patio de maniobras exterior. Las superficies se terminaron con un alto estándar para garantizar un flujo suave del agua durante caudales medios y altos. Posteriormente, una compuerta se taponó con hormigón, dejando solo las compuertas n.º 2 y n.º 3 en servicio.
La superestructura de la central eléctrica está construida con un armazón de acero soldado revestido de paneles de hormigón prefabricado. Dos grúas aéreas de 118 toneladas (120 toneladas) fabricadas por Sir William Arrol & Co recorren toda la longitud de la central eléctrica, incluido el muelle de descarga.
El equipo generador principal se distribuyó 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 de aguas abajo que recorren la longitud del edificio. La elección del nivel del piso principal se determinó en función de las dimensiones de la turbina y el generador. Sin embargo, como este nivel está por debajo del nivel máximo de inundación posible estimado en el momento del diseño en 315 pies (96 m), la casa de máquinas y el taller se hicieron estancos hasta este nivel. Como resultado, las ventanas están ubicadas en alto y las puertas están a la altura de 318 pies (97 m). [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 muelle de descarga debajo del cual se encuentra el tablero de distribución de 400 V a nivel del piso principal y debajo de ellos se encuentran 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 acciona 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 embalamiento 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 (3.575 pies cúbicos/s) de agua a plena carga. Los rodetes pesan 28 toneladas y tienen un diámetro de 12 pies 10 pulgadas (1,2 m). 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 dedicado de 11 kV de 44 polos suministrado por British Thomson-Houston (BTH). Cada generador tiene una potencia de salida de 44,44 MVA con un factor de potencia de 0,9 y un peso total de 362 toneladas, con un rotor que pesa 185 toneladas. Los generadores están encerrados en una carcasa de hormigón octogonal de paredes gruesas, cada uno con una entrada de aire de reposición ubicada en cada esquina aguas arriba. Los generadores se enfrían por aire mediante ventiladores en la parte superior e inferior del rotor que hacen 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 la Canadian General Electric . [1] Todos tenían dos devanados secundarios iguales que permitían 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 sobre el tubo de aspiración. Cada transformador pesa 59 toneladas cuando está lleno de aceite. Desde los transformadores, los conductores aéreos transportaban la energía a través del canal de descarga hasta un patio de maniobras al aire libre.
Las unidades generadoras se entregaron con eficiencias garantizadas de 92,2% en turbinas a tres cuartos de carga, 97,36% en tres cuartos de carga y 97,67% a plena carga con una eficiencia combinada de 89,77% en tres cuartos de carga. [28]
Los sistemas de 110 kV y 220 kV se conectaron mediante un transformador de interconexión de 50 MVA 220/110 kV suministrado por Brown Boveri. Los interruptores automáticos exteriores de 220 kV y 110 kV también fueron suministrados por Brown Boveri y eran del tipo de soplado de aire.
Para garantizar un suministro auxiliar fiable a la central eléctrica, se instalaron dos unidades generadoras auxiliares debajo del muelle de descarga y se abastecieron desde una tubería forzada compartida de 3 pies (0,27 m) de diámetro y 243 pies (22,6 m) de largo que corría 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 impulsa mediante un volante de inercia 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 entre 2,5 y 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 vencen en 2042. [30] Estos requieren una descarga mínima de 250 m 3 /s (8.800 pies cúbicos/s) de la central eléctrica. [31]
Con la puesta en servicio de Roxburgh, los sedimentos que habían fluido previamente por el río Clutha quedaron atrapados detrás de la presa. En 1961 comenzaron los estudios regulares para controlar estos sedimentos. En 1979, el nivel medio del lecho del río aguas abajo del puente de Alexandra había aumentado en 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 al río Manuherikia como la fuente principal. Las inundaciones de 1979, 1987, 1994 y 1995 han llevado a muchos residentes de Alexandra a presionar a los propietarios de la central eléctrica de Roxburgh para que gestionen mejor la acumulación de sedimentos. Una gran inundación en 1999 provocó la inundación de grandes partes de la principal zona comercial de Alexandra. Esto llevó a Contact Energy y al gobierno a comprar propiedades afectadas por las inundaciones y servidumbres de inundación sobre otras, así como a construir un dique de contención de inundaciones. Contact Energy también ha introducido un programa de reducción del nivel del lago durante las inundaciones en un intento de mover los sedimentos arrastrados río abajo.
Entre 1956 y 1979, el nivel máximo de funcionamiento del lago Roxburgh había sido 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 máximo de funcionamiento de 132,6 m. [2] Esto aumentaría la cantidad de electricidad que la central eléctrica podría generar. Cuando se escuchó la solicitud de Contact Energy en octubre de 2009, se recibieron 14 presentaciones sobre la solicitud, ocho en contra, cinco a favor y una neutral. La aprobación de un nivel de funcionamiento aumentado vino con las condiciones para garantizar que el caudal de descarga de la central eléctrica coincidiera con los caudales de inundación naturales. Cuando el caudal alcanza los 700 m 3 /s (25.000 pies cúbicos /s), el nivel del lago Roxburgh tiene que reducirse por debajo de los 132 m, ya sea liberando menos agua en la central eléctrica de Clyde o aumentando el caudal a través de la central eléctrica de Roxburgh. Otras condiciones abordaron la mitigación de los efectos en las áreas de esparcimiento 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 traslado de anguilas (anguilas juveniles) en los alrededores de la central. Informe de 2016
