10 de mayo de 2024
Las primeras subestaciones de 110 kV empleaban típicamente el método de "conexión de barra interna" en el lado de potencia, donde el lado de la fuente de alimentación utilizaba mayoritariamente el método de "puente interno" (frecuente en una determinada subestación de 220 kV donde las barras de 110 kV de distintos transformadores se utilizaban en una configuración de suministro de "doble alimentación en el mismo sentido"). Esto implicaba instalar dos transformadores, con el lado de 10 kV empleando un método de conexión de barra única seccionada. Entre las ventajas figuraban un conexionado simplificado, una operación cómoda y un conmutador automático sencillo, requiriendo solo tres interruptores para el lado de potencia de los dos transformadores. Además, la barra del lado de potencia no requería protección independiente (dentro del alcance de la protección diferencial del transformador), y la inversión necesaria era menor. No obstante, entre las limitaciones cabe señalar que cada barra solo podía albergar un transformador, lo que restringía el desarrollo de la carga de 10 kV que podía soportar. Además, cuando un transformador estaba en servicio, era necesario detener la mitad de la subestación, con el riesgo de un apagón total de la subestación si la otra mitad sufría una avería de equipo.
Para aumentar la capacidad de la subestación y mejorar la fiabilidad del suministro, un enfoque intermedio para las subestaciones de 110 kV empleó el método de "conexión de barra interna ampliada", con el lado de potencia adoptando mayoritariamente el método de "puente ampliado". Esto implicaba instalar tres transformadores, donde la energía se suministraba a la subestación mediante dos "barras laterales" procedentes de distintas barras de 110 kV de doble alimentación en el mismo sentido de una determinada subestación de 220 kV, y una "barra intermedia" proveniente de una alimentación única en sentido diferente de otra subestación de 220 kV. El lado de 10 kV seguía empleando un método de conexión de barra única seccionada, siendo recomendable que el lado de 10 kV del transformador intermedio se seccionara en las secciones A y B. Este enfoque incrementó el número de líneas de salida para la carga de 10 kV y permitió redistribuir la carga del transformador intermedio hacia los otros dos en caso de su parada. Sin embargo, conllevaba complejidad en la operación y en el conmutador automático, y requería una inversión mayor.
A medida que las zonas urbanas se expandieron, el terreno se volvió escaso y la demanda de electricidad se disparó, surgió una necesidad urgente de aumentar aún más la capacidad de la subestación y de mejorar la fiabilidad del suministro. El enfoque actual para las subestaciones de 110 kV utiliza principalmente la conexión de barra única seccionada en el lado de potencia, con cuatro transformadores conectados cada uno a barras diferentes (donde los dos transformadores intermedios se conectan de forma cruzada a la fuente superior). En el lado de 10 kV se emplean conexiones de secciones A y B para líneas de ocho barras seccionadas que forman una "conexión en anillo" alimentada por cuatro transformadores. Este diseño aumenta el número de líneas de salida para la carga de 10 kV y mejora la fiabilidad del suministro al conectar de forma cruzada los dos transformadores intermedios en el lado de 110 kV a la fuente superior, garantizando el suministro ininterrumpido de energía al bus de ocho secciones del lado de 10 kV incluso si una barra de 110 kV se pone fuera de servicio. Sin embargo, presenta inconvenientes como la necesidad de equipos de protección en la barra de 110 kV, una elevada inversión inicial y una mayor complejidad operativa.
