以内桥接线的110 /10KV 变电站为例，其站内主要二次设备包括：
110kV 主变保护测控屏(主变保护、测控、操作箱)、综合测控屏(公共测控、110kV 电压并列)、110kV 备自投屏(备自投、内桥充电保护)、远动屏、电度表屏(主变两侧计量)、10kV 线路保护装置 (安装在开关柜上， 类似还有电容器、接地变、10kV 电压并列)。
对于外桥及单母分段接线的变电站，除上述以外还会有 110kV 线路保护测控屏(线路保护、测控、操作箱)。但是，外桥接线时无 110kV备自投装置。
微机型二次设备的工作方式
微机保护将电流量、电压量及相关状态量采集进来，按照不同的 算法实现对电力设备的继电保护,并且根据计算结果做出判断并发出相应指令。
微机测控的主要功能是测量及控制，取代的是常规变电站中的测量仪表( 电流表、电压表、功率表)、就地及远传信号系统和控制回路。
操作箱用于执行各种针对断路器的操作指令，这类指令分为合闸、分闸、闭锁三种，可能来自多个方面，例如本间隔微机保护、微机测控、强电手操装置、外部微机保护、自动装置等。
自动装置与微机保护的区别在于， 自动装置虽然也采集电流、电压，但是只进行简单的数值比较或“有、 无”判断，然后按照相对简单的固定逻辑动作。这个工作过程相对于微机保护而言是非常简单的。
微机保护与测控的工作方式
微机保护是根据所需功能配置的，也就是说，不同的电力设备配 置的微机保护是不同的，但各种微机保护的工作方式是类似的。笼统地来说，我们可以将这个方式概括为“开入”与“开出”两个过程(事实上，整个变电站自动化系统的所有设备几乎都是以这两种模式工作，只是开入与开出的信息类别不同而已 )。
微机测控与微机保护的配置原则完全不同，它是对应于断路器配置的，所以，几乎所有的微机测控的功能都是一样的， 区别仅在于容量的大小而已。如上所述，微机测控的工作方式也可以概括为“开入”与 “开出”两个过程。
开入：微机保护和微机测控的开入量都分为两种：模拟量和数字量。
1.1 模拟量的开入
微机保护需要采集电流和电压两种模拟量进行运算，以判断其保护对象是否发生故障。变电站配电装置中的大电流和高电压必须分别经电流互感器和电压互感器变换成小电流、低电压，才能供微机型保护装置使用。
微机测控开入的模拟量除了电流、 电压外，有时还包括温度量、直流量等。微机测控开入模拟量的目的主要是获得其数值，同时也进行简单的计算以获得功率等电气量数值。
1.2 数字量的开入
数字量也称为开关量，它是由各种设备的辅助接点通过“开/闭”转换提供，只有两种状态，也称为硬接点开入。
微机保护对外部数字量的采集一般只有“闭锁条件”一种，这个回路一般为弱电回路 (直流 24V)。(这是针对110kV 及以下电压等级的设备而言，对于220kV设备而言，由于配置双套保护装置，两套保护装置之间的联系较为复杂。)
微机测控对数字量的采集主要包括隔离开关及地刀位置、断路器机构信号等。这类开关量的触发装置 (即辅助开关) 一般在距离主控室较远的地方，为了减少电信号在传输过程中的损失，通常采用强电系统 (直流 220V) 进行传输。同时为了避免强电系统对弱点系统形成干扰，在进入微机运算单元前， 需要使用光耦单元对强电信号进行隔离、转变成弱电信号。
开出
对微机保护而言，开出是指微机保护根据自身采集的信息，加以 运算后对被保护设备目前状况作出的判断以及针对此状况作出的反 应，主要包括操作指令、信号输出等反馈行为。之所以说是反馈行为，是因为微机保护的动作永远都是被动的，即受设备故障状态激发而自动执行的。
对微机测控而言，微机测控的开出指的是对断路器、电动隔离开关及地刀发出的操作指令。与微机保护不同的是，微机测控不会产生信号，而且其操作指令也是主动的， 即人工发出的。
操作指令
一般来讲， 微机保护只针对断路器发出操作指令，对线路保护而言，这类指令只有两种：“跳闸”或者“重合闸”；对主变保护、母差保护而言，这类指令只有一种：“跳闸”。
在某些情况下，微机保护会对一些电动设备发出指令，如“主变 温度高启动风机”会对主变风冷控制箱内的风机控制回路发出启动命 令；对其它微机保护或自动装置发出指令，如“母差动作闭锁线路重 合闸”、“母差动作闭锁备自投”等。微机保护发出的操作指令属于“自 动”范畴。
微机测控发出的操作指令可以针对断路器和各类电动机构，这类指令也只有两种，对应断路器的“跳闸”、“合闸”或者对应电动机构的“分”、“合”。微机测控测控发出的操作指令属于 “手动”范畴， 也就是说，微机测控的操作指令必然是人为作业的结果。
信号输出
微机保护输出的信号只有两种：“保护动作”、“重合闸动作”。至 于“装置断电”等信号属于装置自身故障，严格意义上不属于“保护” 范畴。
微机测控不产生信号。严格意义上讲，微机测控也输出信号，它会将自己采集的开关量信号进行模式转换后通过网络传输给监控系统，起到单纯的转接作用。这里所说的“不产生信号”，是相对于微机保护的信号产生原理而言的。
操作箱的工作方式
操作箱内安装的是针对断路器的操作回路，用于执行微机保护、微机测控对断路器发出的操作指令。操作箱的配置原则与微机测控是类似的， 即对应于断路器， 一台断路器有且只有一台操作箱。一般来 讲，在同一电压等级中， 所有类型的微机保护配备的操作箱都是一样的。在 110kV 及以下电压等级的二次设备中，由于操作回路相对简单， 目前已不再设置独立的操作箱，而是将操作回路与微机保护整合在一 台装置中。但是需要明确的是，尽管在一台装置中且有一定的电气联 系， 但是操作回路与保护回路在功能上是完全独立的。
自动装置的工作方式
变电站内最常见的自动装置就是备自投装置，此外还有低周减载装置等。自动装置的功能主要是为了维护整个变电站的运行，而不是 象微机保护一样针对某一个间隔，例如备自投主要是为了防止全站失 压而在失去工作电源后自动接入备用电源，低周减载是为了防止因负 荷大于电厂出力造成频率下降导致电网崩溃而按照事先设定的顺序自动切除某些负荷。
微机保护、测控与操作箱的联系
对一个含断路器的设备间隔，其二次系统需要三个独立部分来完成：微机保护、微机测控、操作箱。这个系统的工作方式有三种， 如下所述。
①在后台机上使用监控软件对断路器进行操作时，操作指令通过网络触发微机测控里的控制回路，控制回路发出的对应指令通过控制电缆到达微机保护里的操作箱，操作箱对这些指令进行处理后通过控 制电缆发送到断路器机构的控制回路， 最终完成操作。动作流程为：微机测控——操作箱——断路器。
②在测控屏上使用操作把手对断路器进行操作时，操作把手的接 点与微机测控里的控制回路是并联的关系，操作把手发出的对应指令 通过控制电缆到达微机保护里的操作箱，其后与以上叙述相同。使用 操作把手操作也称为强电手操，它的作用是防止监控系统发生故障时(如后台机 “死机”等)无法操作断路器。所谓 “强电”，是指操作的启动回路在直流 220V 电压下完成，而使用后台机操作时，启动回路在微机测控的弱电回路中。动作流程为：操作把手——操作箱—— 断路器。
③微机保护在保护对象发生故障时，根据相应电气量计算的结果做出判断并发出相应的操作指令。操作指令通过装置内部接线到达操作箱，其后与以上叙述相同。动作流程为：微机保护——操作箱——断路器。
微机测控与操作把手的动作都是需要人为操作的， 属于 “手动”操作；微机保护的动作是自动进行的， 属于“自动”操作。操作类型的区别对于某些自动装置、 联锁回路的动作逻辑是重要的判断条件。
110kV 电压等级二次设备的分布模式
这三个部分以前一般是三个独立的装置，现在许多厂家开始将微机保护与操作箱合为一体。以 110kV 线路保护为例， 各公司设备配置如表 2-1 所示。
从组屏方案上来看，微机保护安装在 110kV 线路保护屏上，微机 测控安装在 110kV 线路测控屏上；保护屏上还安装有信号复归按钮， 测控屏上还安装有操作把手及切换把手。
35/10kV 电压等级二次设备的分布模式
对 35/10kV 电压等级的设备，这三个部分一般会整合成一个装 置。例如，对 10kV 线路， 许继公司配置的设备型号是 WXH-821，南 瑞公司配置的设备型号是 RCS-9611，它们都是保护、测控和操作一体化的装置。一般来讲， 35kV 线路与 10kV 线路使用的二次设备型号是相同的，这是因为其保护配置相同。
电流互感器
1 5A 还是 1A?
电流互感器 ( CT ) 的作用是将一次设备的大电流转换成二次设备使用的小电流，其工作原理相当于一个阻抗很小的变压器。其一次绕组与一次主电路串联，二次绕组接负荷。电流互感器的变比一般为X：5A——它的含义是：首先，X 不小于该设备可能出现的最大长期负荷电流，如此即可保证一般情况下CT二次侧电流不大于5A；其次，在被保护设备发生故障时，在短路电流不使 CT 饱和的情况下，CT 二次侧电流可以按照此变比从一次电流折算。
在超高压电厂和变电站中， 如果高压配电装置远离控制室，为了增加电流互感器的二次允许负荷，减小连接电缆的导线界面及提高准确等级，多选用二次额定电流为 1A 的电流互感器。相应的，微机保护装置也应选用交流电流输入为1A的产品。根据目前新建 110kV 变电站的规模及布局， 绝大多数都是选用二次侧电流为5A的电流互感器。
2 10P10、0.5 还是 0.2？
在变电站中，电流互感器用于三种回路：保护、测量和计量，而 这三种回路对电流互感器的准确级要求是不同的。最常见的三种准确级就是我们上面所列的用于保护的 10P10、用于测量的0.5 和用于计量的 0.2。简单地讲， 测量、计量级绕组着重于精度， 即误差要小；保护级绕组着重于抗饱和能力， 即在发生短路故障时，一次电流超过额定电流许多倍的情况下，一次电流与二次电流的比值仍在一定允许误差范围内接近理论变比。
对于 0.5、0.2 级电流互感器而言，0.5 或 0.2 就是其比值误差，计算公式为： (A-B)/B。
A:二次侧实测电流
B:根据一次侧实测电流和理论变比折算出的理论二次电流
比值差的最小值分别为±0.5％和±0.2％。需要注意的， 此类电 流互感器的不保证在短路条件下满足此比值差。
对于保护级(P)的电流互感器而言，准确级分为 5P 和 10P 两种， 其额定一次电流下的比值误差是固定的， 分别为±1％和±3％，复合 误差分别为 5％和 10％。5P20 级的电流互感器的含义我们可以简单 的认为是：在电流互感器一次电流为 20 倍额定电流时，其二次电流误差为 5％。一般来讲， 10P 级已经能够满足 110kV 变电站的需要， 至于是 10 倍还是 20 倍过流，需要根据实际的潮流及短路计算确定。
3 星形还是三角形？
电流互感器二次绕组的接线常用的有三种， 完全星形接线、不完 全星形接线和三角形接线， 其接线形式及电流方向如图3-1 所示。
完全星形接线：三相均配置电流互感器，可以反映单相接地故障、 相间短路及三相短路故障。目前， 110kV 线路及变压器、10kV 电容器等设备配置的电流互感器均采用此接线方式。
不完全星形接线：仅在 A、C 两相配置电流互感器， 反映相间短路及 A、C 相接地故障。目前， 35kV 及 10kV 架空线路在不考虑 “小电流接地选线”功能 ( 以后简称 “选线”) 的情况下多采用此接线方式，以节省一组电流互感器；否则，必须配置三组电流互感器，以获得零序电流实现 “选线”功能。
电缆出线时，由于配置了专用的零序电流互感器实现“选线”功能，电流互感器均按不完全星形接线方式配置。
三角形接线：三相均配置电流互感器。在继电器保护时代，这种 接线用于“Y，d11”接线的变压器的差动保护的高压侧，使变压器星 形侧二次电流超前一次电流 30° ，从而和变压器低压侧( 电流互感 器接成完全星形) 二次电流相位相同。目前，主变微机差动保本身 可以实现因主变接线组别造成的相位角差的校正，主变星形侧和三角 形侧电流互感器均采用完全星形接线。三角形接线已经不再使用。
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