Presa de Roxburgh

El Ministerio de Obras Públicas (MOW) era el departamento gubernamental responsable del diseño y la construcción de la central hidroeléctrica del gobierno en Nueva Zelanda. Aunque aún no se había decidido quién diseñaría y construiría la presa y la central, Fritz Langbein, ingeniero jefe del MOW, asumió que su organización se encargaría del diseño y, como mínimo, construiría el canal de derivación. Por lo tanto, puso en marcha planes para construir un poblado de construcción y, en julio de 1949, el MOW inició los trabajos de excavación del canal de derivación. Este canal tendría finalmente 610 m de largo, 30 m de ancho y 21 m de profundidad ^, lo que requirió la extracción de 195 000 m³ de material . ^{[ 6 ] [ 7 ]}         

A finales de 1950, 720 trabajadores estaban empleados en el lugar. ^{[ 8 ]}

En 1947, para alojar a los trabajadores, el Ministerio de Obras Públicas construyó un campamento para solteros y una cocina en la orilla oeste del río. En 1950, se inició la construcción de 100 casas para trabajadores. Al año siguiente, se comenzó a construir un salón de la YMCA, tiendas, un hospital, alojamiento para enfermeras y otras 225 casas. Finalmente, el pueblo creció hasta alcanzar las 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. Además, había cuatro campamentos para solteros (dos en la orilla este y dos en la orilla oeste) con un total de 1000 cabañas. Estas instalaciones costaron un total de NZ£2.241.925. ^{[ 9 ]}

Dado que 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 con 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 eran 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 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 rotores de turbina, cada uno de 25 toneladas (25,4 toneladas métricas), 12  pies 10 pulgadas (3,91 m) de diámetro, 6  pies 7 pulgadas (2  m) de altura; cuatro soportes de cojinete inferior del generador, cada uno de 20 toneladas (20,3  toneladas métricas) 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 del ramal de Roxburgh hasta su terminal en Roxburgh. Sin embargo, esta línea tenía pendientes no compensadas de 1 en 41 y cinco curvas de cadena (100,6 metros) que limitarían las cargas a 180 toneladas por locomotora. ^{[ 11 ]} Además, cuatro túneles, incluidos los de Manuka y Round Hill en la línea, restringían el tamaño físico de lo que se podía transportar, lo que llevó a considerar su ampliación. ^{[ 1 ]} Esto habría sido costoso y restringido el uso de la línea mientras se realizaba. Como alternativa, se llevó a cabo una investigación para extender la línea del ramal de Tapanui desde su terminal en Edievale a través de un túnel y algunos cortes de arcilla en las colinas de Dunrobin hasta el río Clutha, donde podría conectarse con la línea del ramal de Roxburgh. Finalmente, se decidió utilizar la línea del ramal de Roxburgh para todos los materiales de construcción y equipos más pequeños siempre que fuera posible. Estos fueron transportados por la Línea Principal del Sur hasta Milton , donde se transbordaron al ramal de Roxburgh, que los llevó hasta Roxburgh, y desde allí se transportaron 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 sortear el extremo este del puente colgante existente de Roxburgh. ^{[ 1 ]} Para mejorar la capacidad de carga de la línea, se realizaron algunas modificaciones en las 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, debido a que la línea ferroviaria Waikaka Branch no tenía túneles restrictivos, se utilizaría para transportar elementos pesados ​​de ancho de vía superior, como los rotores de turbina y los soportes de cojinete inferior. Estos elementos se transportaron en la Línea Principal Sur desde el puerto en Bluff hasta el cruce en McNab y luego a través de la línea Waikaka Branch hasta su terminal en Waikaka. Desde allí, se transportaron por carretera a la central eléctrica utilizando un transportador especializado. ^{[ 11 ]} Esto ayudó en la transferencia del transporte ferroviario al transporte por carretera, y se erigió un pórtico de 4 postes de 30 toneladas (30,5 toneladas) en la estación de ferrocarril de Waikaka para ayudar con el transporte. ^{[ 10 ]} La carretera entre Roxburgh y el sitio de construcción fue mejorada, 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, 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 al otro lado del río. ^{[ 1 ]}  

La madera utilizada en la construcción de la central eléctrica y del pueblo provenía del aserradero Conical Hills en Tapauni y se transportaba por el ramal de Tapauni hasta la línea principal del sur, que conectaba con Roxburgh a través del ramal de Roxburgh. En su apogeo,  se transportaban diariamente por ferrocarril entre 15 000 y 20 000 pies de madera.

En la estación de ferrocarril de Roxburgh, el PWD erigió silos para almacenar las 50.000 toneladas de cemento anuales que se consumirían en el pico del proyecto, así como un pórtico elevador de seis postes de 60 toneladas (61 toneladas) ^{[ 10 ].} Se esperaba que los envíos de cemento a granel comenzaran a mediados de 1953 y, para julio de ese año, se enviaban entre 600 y 1.100 toneladas por semana. Para julio de 1955, la demanda había caído a 800 toneladas por semana y el envío de cemento finalizó en noviembre de 1956. ^{[ 11 ]} Para abril de 1956, Milburn había suministrado 105.000 toneladas de cemento, con otras 10.000 toneladas aún por entregar para completar el proyecto.

NZR operaba trenes turísticos ocasionales desde Dunedin y Christchurch. El costo de un billete combinado de tren de ida y vuelta y autobús de traslado desde Dunedin hasta el emplazamiento de la central eléctrica era de 16 chelines. ^{[ 11 ]}

Siempre que fue posible, el equipo se transportó por ferrocarril en la línea Dunedin-Roxburgh hasta Roxburgh y, desde allí, por carretera hasta la central eléctrica. Por ejemplo, los transformadores se transportaron por ferrocarril desde Port Chalmers hasta Roxburgh en vagones de plataforma de 40 toneladas y, posteriormente, se llevaron a 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 la línea, los túneles más grandes del ramal ferroviario de Waikaka permitieron el transporte de los rotores de las turbinas y los soportes de los cojinetes inferiores de los generadores. Desde la terminal de la línea en Waikaka, se transportaron por carretera hasta la central eléctrica mediante un transportador especializado.

El Ministerio de Obras Públicas había constatado la escasez de personal de ingeniería y delineación necesario para llevar a cabo la gran cantidad de obras 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 1000 trabajadores del extranjero, el Ministerio de Obras Públicas podría completar todo el proyecto internamente para 1954. ^{[ 12 ]}

En mayo de 1949, el gobierno aceptó a regañadientes que tal vez sería necesario contratar a empresas extranjeras para cumplir con el programa de construcción previsto. Esta admisión propició la recepción de una oferta no solicitada de un consorcio británico formado por la empresa de ingeniería civil Richard Costain, los fabricantes y contratistas eléctricos 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 que surgirían con la división de responsabilidades si el consorcio se encargara tanto del diseño como de la construcción, la posibilidad de que el coste fuera superior al de una licitación competitiva y que esto pudiera otorgar al consorcio un monopolio sobre futuros proyectos de naturaleza similar.

El Departamento Estatal de Energía Hidroeléctrica no quería verse limitado a un solo fabricante de equipos eléctricos y, además, consideraba la oferta una amenaza para su personal de construcción de líneas de transmisión. Teniendo en cuenta estas preocupaciones y deseando evitar el uso de valiosos fondos extranjeros, la oferta fue rechazada formalmente en septiembre de 1949 por el Ministro de Finanzas del gobierno laborista. ^{[ 13 ]}

Mientras tanto, continuaban las obras para completar el poblado de construcción y crear el canal de desvío. Sin embargo, el progreso era lento, y no se esperaba que el desvío estuviera terminado hasta 1953 en lugar de 1951, como estaba previsto.

En 1949, el recién elegido gobierno nacional, que ideológicamente favorecía la empresa privada, nombró a Stan Goosman Ministro de Obras Públicas y Ministro del Departamento Hidroeléctrico del Estado. Para 1951, los retrasos previstos en el proyecto eran lo suficientemente graves como para suscitar críticas por parte de la Autoridad de Suministro Eléctrico. Consciente de la escasez de energía y de la falta de recursos gubernamentales para completar otros proyectos hidroeléctricos, además del propio de Roxburgh, la respuesta de Goosman fue anunciar el 25 de septiembre de 1951 que se convocaría una licitación a las partes interesadas para que se encargaran de los aspectos civiles del proyecto.

Esto requirió la rápida elaboración de los documentos de licitación y las especificaciones por parte de un equipo de diseño gubernamental con personal reducido. Los licitadores podían optar por presentar una oferta basada en un presupuesto detallado o bien mediante una estimación objetivo más una comisión del 4 %. En este tipo de contrato, el Gobierno cubría todos los costos y el contratista recibía una comisión del 4 % del costo total hasta alcanzar la estimación objetivo. Si el costo variaba con respecto a la estimación, se añadía o restaba un 25 % de la diferencia a la comisión.

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 otra pérdida, salvo las derivadas del incumplimiento de las fechas de finalización acordadas. Se recibieron ocho ofertas. Tres eran de precio fijo con un presupuesto detallado y el resto eran estimaciones objetivo. El Ministerio de Obras Públicas había estimado que el trabajo costaría 10.198.000 libras esterlinas y el promedio de siete de los licitadores fue de 10.068.838 libras esterlinas. ^{[ 12 ]} La oferta más baja fue de 7.4412.419 libras esterlinas de Holland, Hannen & Cubitts de Inglaterra. El gobierno contrató a Sir Alexander Gibb & Partners de Londres para evaluar la capacidad de los licitadores para llevar a cabo el trabajo.

Después de negociaciones con Holland, Hannen & Cubitts de Inglaterra, a quienes se unió SA Conrad Zschokke , se recibió una oferta revisada y sobre esa base se adjudicó un contrato con un presupuesto objetivo de £8.289.148 y una tarifa del 4% de £331.566 el 25 de julio de 1952. ^{[ 12 ]} El contrato incluía una cláusula de bonificación de £350.000 por finalización anticipada. Había una penalización por división tardía del río y una penalización 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 prevista era el 1 de junio de 1955.

A finales de agosto de 1952, el Ministerio de Obras Públicas había terminado los dos teleféricos que se utilizarían para transportar el hormigón hasta la obra. Para fabricar hormigón in situ, el Ministerio de Obras Públicas adquirió una planta de hormigón Johnson que había sido utilizada por la Armada de los Estados Unidos en la reconstrucción de Pearl Harbor tras el ataque japonés de 1941. Esta planta entró en funcionamiento a principios de abril de 1953. Una vez finalizada la construcción de Roxburgh, la planta fue transportada primero a la central hidroeléctrica de Benmore y posteriormente a la central hidroeléctrica de Aviemore y a la presa de Pukaki para mezclar los áridos destinados a las tuberías forzadas, los aliviaderos y otras estructuras de hormigón.

El consorcio compró en el 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 ]} Para entonces, el Ministerio de Obras había completado el canal de desvío y el consorcio también se hizo cargo de estos trabajadores.

Antes de su participación en el proyecto Roxburgh, la experiencia de Hannen, Holland & Cubitts se limitaba a edificios comerciales y residenciales. Zschokke, experta en la construcción de estructuras hidráulicas, se limitó a proporcionar servicios de ingeniería, mientras que el personal de Cubitts se encargó de todas las funciones de gestión.

En marzo de 1953, el Ministerio de Obras Públicas se mostró preocupado por el progreso del consorcio y por la falta de experiencia de su equipo directivo para la construcción de una central hidroeléctrica, lo cual quedó patente en la gran cantidad de trabajos de reparación que se estaban realizando. El progreso se vio obstaculizado por la decisión del Gobierno de contratar a un gran número de inmigrantes subvencionados, muchos de los cuales tenían poca experiencia en la construcción y un dominio limitado del inglés. A principios de 1953, a expensas del Gobierno, el consorcio trasladó en avión a 309 trabajadores desde Gran Bretaña.

En octubre de 1953 quedó claro que el consorcio no cumpliría con la fecha contractual de julio de 1955 para la generación de la primera energía. ^{[ 15 ]} En un intento por mejorar el progreso, el contratista reemplazó a varios altos funcionarios del proyecto. Las relaciones laborales también se deterioraron debido a la incertidumbre sobre los cambios en la administración, la reducción de la jornada laboral a 40 horas semanales 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 vuelta 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 neozelandesa, 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 Downer, que se unieran al proyecto como socios gestores con una participación del 25%. Tras gastar 4 millones de libras esterlinas, el contrato existente se canceló y se acordó un contrato de tarifas con la empresa renombrada 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 en la obra.

Los trabajos preliminares para el desvío del río tuvieron un mal comienzo cuando la carga explosiva utilizada a mediados de junio para retirar el terraplén aguas arriba dañó la ataguía de tablestacas de acero ubicada aguas abajo. Esta ataguía se construyó para evitar que el agua arrastrara escombros de la explosión del terraplén superior hacia el canal de la compuerta. 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 medio del río era de 500 m³ ^/ s (17 650 pies³ /s) y en junio había descendido a 170 m³ /s (6000 ^pies³ /s) , pero para cuando se completó el trabajo hasta una etapa en la que se seleccionó la fecha firme del 1 de julio para intentar el desvío, el caudal había aumentado a 340 m³ ^/ s (12 000 pies³ /s) . Se asignaron excavadoras adicionales al intento a medida que el caudal aumentaba constantemente a 420 m³ / ^s (15 000 pies³ /s) y luego a 510 m³ /s (18 000 pies³ /s) . ^{[ 1 ] Si el desvío no se hubiera podido completar antes de los caudales máximos de 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 óptimas ,} Arnold Downer decidió seguir adelante. Utilizando doce excavadoras, se movió suficiente tierra y rocas acumuladas a una tasa de 570 m³ (750 yd³ ) durante doce horas el 1 de julio de 1954 para desviar con éxito el río hacia el canal de desvío. ^{[ 1 ] [ 8 ]}                  

Tras desviar 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 ]}      

Había expectativas de que se encontraría 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, comenzaron los trabajos de 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) fue excavada y rellenada 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 empleados contratistas sénior que había heredado con personas de su elección, muchas de ellas de Morrison Knudsen . Un nombramiento significativo fue el de AI Smithies, un ingeniero de construcción hidroeléctrica muy experimentado de Morrison-Knudsen, como superintendente de construcción. Con la gestión en marcha, se pudo reducir la mano de obra de 1107 cuando Downer asumió el cargo a 850. Bajo la gestión 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 5400 yd³ (4100 ^m³ ) de hormigón, cantidad que aumentó a 6700 yd³ (5100 m³ ⁾ durante la semana siguiente. ^{[ 1 ]}      

Para mayo de 1955, el proyecto cumplía con los plazos previstos, con la construcción de la central eléctrica seis meses antes de lo programado. 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, en dos perfiles. Los correspondientes a las tuberías forzadas tenían una sección adicional con tomas y rejillas, así como una pendiente aguas abajo para soportar la tubería, 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 el tamaño de los bloques, se utilizaron diferentes mezclas de hormigón y el paso de agua fría a través de serpentines de enfriamiento para mantener la temperatura de los bloques a 10 °C (50 °F) y, por lo tanto, evitar el agrietamiento del hormigón. El agrietamiento puede permitir la entrada de agua al cuerpo de la presa, lo que puede provocar levantamiento e 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 se estabilizó, las bobinas se rellenaron con lechada. Se instaló una cortina de lechada de consolidación de baja presión de 6,1 m (20 pies ) de profundidad en el lado aguas arriba de la presa, extendiéndose hasta ambos estribos, para mejorar la resistencia de la roca bajo la presa y evitar filtraciones. Se construyeron orificios de drenaje justo aguas abajo de la cortina de lechada, así como debajo de la central hidroeléctrica, y se instalaron 40 manómetros para registrar la presión ascendente sobre la estructura.  

Se utilizaron un total de 700 000 yd³ (540 000 m³ ^{) de hormigón en la construcción de la presa y} el aliviadero , que consumieron 600 000 yd³ (460 000 m³ ⁾ . El cemento se obtuvo principalmente de la fábrica de Milburn Lime and Cement Company en Burnside (cerca de Dunedin) o se transportó por barco hasta Port Chalmers. Milburn realizó una importante ampliación para poder abastecer de cemento. Los áridos se obtuvieron del río Clutha en Commissioner's Flat, mientras que el agua provino del río.      

La filial de Fletcher Holdings, Stevenson & Cook, fabricó e instaló las tuberías forzadas, la estructura de acero de la central eléctrica y los cabrestantes de la compuerta del aliviadero. Las planchas laminadas para las tuberías forzadas se transportaron en camión desde su fábrica en Port Chalmers hasta el lugar de la obra, donde una plantilla de 80 hombres fabricó las planchas utilizando soldadoras automáticas de arco sumergido en secciones en un taller construido específicamente para ello y luego las instaló en su posición. ^{[ 12 ]} Todas las soldaduras se radiografiaron durante la fabricación y después de la instalación, además de someterse a pruebas de presión, excepto la sección revestida de hormigón en la toma. Stevenson & Cook perdió dinero con el contrato de las tuberías forzadas, lo que contribuyó a la liquidación de la empresa en 1959. ^{[ 12 ]} Fletcher Construction se encargó del revestimiento y el tejado de la central eléctrica. ^{[ 12 ]}

El Departamento Estatal de Energía Hidroeléctrica se encargó del diseño, la compra, la instalación y la puesta en marcha del equipo eléctrico. En octubre de 1949 se publicaron las 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 Energía Hidroeléctrica se instaló 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 el hormigonado de la primera carcasa espiral en marzo de 1955.

En noviembre se descubrió que las uniones 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 laborables 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 sonó la sirena para la pausa del té, lo que, según los contratistas, retrasaría el inicio del llenado del lago en dos meses. ^{[ 18 ]}

Para conectar la nueva central eléctrica con los principales centros de consumo, primero se construyó una nueva línea de postes de madera de 110 kV de 52 millas (83,69 km) de longitud hasta Gore . Posteriormente, los operarios comenzaron la construcción de una línea de transmisión aérea de doble circuito de 110 kV de 89 millas (143,23 km) de longitud, utilizando torres de acero reticulado, hasta la subestación Halfway Bush en Dunedin, que se completó en julio de 1955 a un costo aproximado de 500 000 libras esterlinas.    

La conexión principal, sin embargo, fue una nueva línea de transmisión aérea de circuito único de 220 kV y 266 millas de longitud (428 km) , construida con torres de acero reticulado desde Roxburgh hasta una nueva subestación en Islington, en las afueras de Christchurch. Para 1949, los estudios para esta línea estaban muy avanzados y, para 1951, los campamentos de construcción estaban establecidos y el material encargado. Para 1954, se había completado el primer tramo de la línea, lo que le permitió transportar energía desde Tekapo A hasta Christchurch. Un segundo tramo, hasta el valle de Waitaki, al 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 para el invierno de 1956.  

Debido a los cortes de energía que se aplicaron en toda la Isla Sur en junio de 1956, el Ministro de Obras Públicas solicitó a los contratistas que concentraran todos los recursos en trabajos que permitieran llenar el lago lo antes posible. Para incentivar a los trabajadores, el gobierno ofreció una bonificación de 2 libras esterlinas por semana más 1 libra esterlina por día si el lago se llenaba antes del 19 de agosto. ^{[ 20 ]} A medianoche del 21 de julio de 1956, comenzó el llenado del lago y el nivel del lago empezó a subir a un promedio de 3 pies (0,91 m) por hora.  

A medida que el lago comenzaba a llenarse, el agua empezó a fluir en mayor cantidad por los canales de drenaje detrás de la cortina de lechada en el estribo derecho, lo que indicaba que la cortina de lechada estaba defectuosa. Las investigaciones concluyeron que sería necesario realizar más inyecciones de lechada (lo que tomó aproximadamente dos semanas) antes de que el lago pudiera alcanzar su nivel final. Se decidió 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 del mediodía del 23 de julio, una lancha rápida conducida por Ken Harliwich y acompañada por Willis Wetherall partió de Roxburgh hacia Alexandria, realizando el primer viaje en barco por el nuevo lago. ^{[ 21 ]}

A las 11:20 a. m. del 23 de julio de 1956, el lago se había llenado hasta la cresta del agua del aliviadero. ^{[ 22 ]} Con una escasez desesperada de electricidad que afectaba a la Isla Sur, la puesta en marcha de la unidad generadora 1 comenzó de inmediato bajo la dirección del ingeniero residente eléctrico Eric Gordon “Sandy” Sandelin. ^{[ 21 ]} La urgencia hizo que estuvieran presentes desde la oficina central en Wellington el ingeniero jefe del Departamento Hidroeléctrico Estatal MG “Bill” Latta y su ingeniero jefe de la central eléctrica WAS Surridge. ^{[ 21 ]} También estaba presente el futuro superintendente de la estación A. Rose. ^{[ 21 ]} Una vez que los ingenieros estuvieron satisfechos de que la máquina estaba lista para el servicio, se conectó a las 6 p. m. a la red nacional. Debido a la caída reducida, la producción de la máquina se limitó a 30 MW. Al final del día siguiente, la unidad generadora 2 había completado la puesta en marcha y también se conectó 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 el largo tramo de línea. La tercera unidad generadora se puso en marcha el 18 de agosto de 1956 y la cuarta 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 marcha 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 marcha de la central 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 preveía que el proyecto costaría un total de 11,5 millones de libras esterlinas . En septiembre de 1949, cuando se eligió la ubicación final y el tipo de presa, el coste había aumentado a 17 millones de libras esterlinas.

Se adjudicó un contrato de 8,6 millones de libras esterlinas a Hannen, Holland & Cubitts en asociación con Conrad Zschokke. Se trataba de un contrato de estimación de costos con una cláusula de «no pérdida». En mayo de 1954, el contrato se renegoció para incluir a Downer & Co. como contratista principal. El nuevo contrato se basó en un «listado de precios» por un valor de 10,1 millones de libras esterlinas.

El coste total final del proyecto fue de 24,1 millones de libras esterlinas, de los cuales 19,2 millones se destinaron a ingeniería civil, 445.000 libras a los cajones de mamparo y las obras civiles de la fase 2, y 4,5 millones a la compra, instalación y puesta en marcha de los ocho generadores y la subestación exterior. ^{[ 24 ]} En el coste de ingeniería civil se incluyeron 900.000 libras por la bonificación por finalización anticipada y 35.900 libras por la aceleración del programa.

En total, el Ministerio de Obras Públicas, el Departamento Estatal de Energía Hidroeléctrica y los contratistas elaboraron 3.500 planos para la construcción de la central eléctrica.

En 1987, los activos de la NZED (incluida Roxburgh) fueron transferidos a la Electricity Corporation of New Zealand (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, se privatizó en 1999. Tras la separación de Transpower, se construyó una nueva sala de control en el antiguo aparcamiento para albergar los equipos de Transpower necesarios para el funcionamiento de la red de transmisión. Los interruptores automáticos originales de aire comprimido fueron sustituidos por interruptores automáticos Sprecher & Schuh SF6 a finales de la década de 1980.

El diseño original del generador complementaba el flujo de aire generado por el ventilador con un flujo de aire a través del rotor. Durante las pruebas de aceptación en fábrica, un generador fue sometido a una prueba de calentamiento, pero para mantener las pérdidas por fricción y ventilación dentro del 10 % permitido sobre el valor garantizado, el fabricante bloqueó el flujo a través del rotor, lo que redujo el flujo de aire en el generador, con los enfriadores en circuito cerrado, a 19,5 m³/s, aproximadamente el 90 % del flujo de diseño. Esta modificación se aplicó a todos los generadores. El tiempo limitado para la puesta en marcha de las unidades generadoras impidió que se realizaran pruebas de calentamiento, las cuales habrían permitido identificar el impacto de esta modificación en las temperaturas del bobinado del estator. Como resultado, los generadores de Roxburgh siempre operaron a temperaturas más altas que la mayoría de los demás generadores hidroeléctricos de Nueva Zelanda. ^{[ 26 ]}

La práctica tradicional durante el verano para controlar las temperaturas del generador consistía en abrir las rejillas de ventilación del generador y utilizar conductos modificados para descargar el aire caliente fuera del edificio, además de abrir la puerta principal de la sala de máquinas y poner 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 la temperatura del bobinado del estator dentro del  rango operativo nominal de 65 a 75 °C al operar a su máxima potencia durante los meses de verano, de enero a abril. En consecuencia, 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 determinaron que el sobrecalentamiento de los devanados del estator se debía a una falla en el aislamiento de los devanados del estator, lo que reducía la transferencia de calor desde los conductores; la acumulación de polvo y aceite en las superficies de los devanados del estator y del intercambiador de calor, 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, que reducía el flujo de aire a través de ella; todo ello agravado por un sistema de ventilación del generador ineficiente. ^{[ 26 ]}

En 1997 se empezó a adoptar la práctica de no abrir las rejillas de ventilación durante el verano, ya que al hacerlo se desconectaba del circuito uno de los ocho enfriadores de aire del generador.

Las modificaciones realizadas para abordar el problema del sobrecalentamiento incluyeron mejorar el flujo de aire a través de la sala de máquinas, volver parcialmente al diseño original de refrigeración a través 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 del núcleo; y hacer que los enfriadores sean ligeramente más grandes. Como resultado, el volumen de aire que circula dentro de la unidad ha aumentado aproximadamente un 28 por ciento a 25 m3/s. ^{[ 25 ]} También se tomaron medidas para mejorar el flujo de aire a través de la sala de máquinas como se describe a continuación.

A partir de 2002 se emprendió una importante renovación de todas las unidades generadoras, que, entre otros trabajos, consistió en la instalación de nuevos núcleos y bobinados del estator, el reaislamiento de los polos del rotor, la renovación del rodete y las compuertas de la turbina, la sustitución del anillo de desgaste del 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 NZED, la central eléctrica contaba con un seguro propio. Tras su transferencia a la empresa estatal ECNZ a finales de la década de 1980, fue necesario contratar un seguro comercial. Para ello, se requirió mitigar el riesgo de incendio. En consecuencia, a partir de mediados de la década de 1990, ECNZ mejoró la protección contra incendios de la central, lo que, para reducir la propagación del humo o el fuego, incluyó la compartimentación de la sala de máquinas en varias zonas de incendio separadas. Esta compartimentación conllevó, en 1995, la instalación de barreras cortafuegos homologadas, la sustitución de las puertas existentes por puertas resistentes al fuego o la instalación de muros cortafuegos de doble cara con puertas resistentes al fuego. Una vez instalada dicha barrera entre el piso del estator y la galería de cables en el lado aguas abajo de la sala de máquinas, todas las puertas se equiparon con cierrapuertas 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, llegando a un pico 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 comprometió la seguridad contra incendios. En 1999 se implementó una solución permanente, reemplazando las cuñas por retenedores de puerta electromagnéticos que, combinados con cierrapuertas automáticos, mantienen la puerta abierta, pero que, en respuesta a una alarma de incendio o un corte de energía, la cierran automáticamente. La ventilación de la planta 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 original T10 de 50 MVA y 220/110 kV fue reemplazado por una nueva unidad de 150 MVA, lo que eliminó una restricción importante en el funcionamiento de la red de 110 kV de Southland. Esto también eliminó la restricción previa de la central que limitaba la generación de 110 kV a 90 MW y, por lo tanto, la potencia total de la central a 290 MW.