As primeiras subestações de 110 kV geralmente adotaram a configuração de "conexão de barramento interno" no lado da alimentação, onde a fonte de energia comumente usava o método de "conexão de ponte interna". Isso era frequentemente observado em certas subestações de 220 kV que forneciam barramentos de 110 kV de transformadores diferentes em um arranjo de "dualidade de energia na mesma direção". Essa configuração envolvia dois transformadores, com o lado de 10 kV usando um barramento único com conexão seccionada.
As vantagens incluíam fiação simples, operação conveniente, comutação automática direta e apenas três chaves necessárias no lado da alimentação para os dois transformadores. Além disso, o barramento do lado da alimentação não precisava de proteção separada, estando coberto dentro da zona de proteção diferencial do transformador, e o investimento total era menor. No entanto, existiam limitações: cada barramento podia acomodar apenas um transformador, restringindo o crescimento da capacidade de carga de 10 kV. Além disso, quando um transformador estava em operação, metade da subestação tinha que ser desenergizada, criando o risco de apagão total da estação se a outra metade experimentasse falha de equipamento.
Para aumentar a capacidade da estação e melhorar a confiabilidade do fornecimento, uma solução intermediária para subestações de 110 kV adotou o método de "conexão de barramento interno expandido", com o lado da alimentação principalmente usando a "conexão de ponte expandida". Essa configuração envolvia três transformadores. A energia era fornecida através de dois "barramentos laterais" dos barramentos de 110 kV de dualidade de energia na mesma direção de uma única subestação de 220 kV, e um "barramento central" de fornecimento de energia unidirecional de outra subestação de 220 kV.
O lado de 10 kV continuava a usar um barramento único seccionado, idealmente segmentando a saída de 10 kV do transformador central em seções A e B. Essa abordagem aumentou o número de circuitos de saída de 10 kV e permitiu a redistribuição da carga do transformador central para os outros dois em caso de interrupção. No entanto, introduziu maior complexidade na operação e comutação automática, juntamente com um investimento mais alto.
Com a expansão urbana, a crescente escassez de terras e a demanda explosiva por eletricidade, surgiu uma necessidade premente de aumentar ainda mais a capacidade e a confiabilidade das subestações. O design atual para subestações de 110 kV emprega principalmente um barramento seccionado único no lado da alimentação, conectando quatro transformadores, cada um ligado a barramentos separados, com os dois transformadores centrais cruzados para a fonte de energia upstream. No lado de 10 kV, é usada uma configuração segmentada A/B, formando uma "conexão em anel" de oito segmentos alimentada pelos quatro transformadores.
Este design aumenta o número de circuitos de saída de 10 kV e melhora a confiabilidade do fornecimento. A conexão cruzada dos dois transformadores centrais à fonte upstream garante o fornecimento ininterrupto de energia ao barramento de 10 kV de oito segmentos, mesmo que um barramento de 110 kV seja desenergizado. As desvantagens incluem a necessidade de proteção dedicada no barramento de 110 kV, alto investimento inicial e maior complexidade operacional.
