对智能电网网络的测量与控制
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当然，标准为互操作性建立了基础，为局域网(LAN)设定了协议堆栈。它还为传送实时数据采样等关键操作以及获得电路断路器的安全关键命令设置了响应时间要求。这些要求应为IEC 61850兼容网络留有足够的空间，完成变电站的数据记录、开关和保护功能。但是，只有这些还不够。
网络可靠性
基于网络的变电站SCADA系统有可能出现破裂的连接器或者失效的收发器破坏整个变电站的情况，这非常令人关注。相应的，电力运营商和设备开发商转向网络冗余方法，他们的想法在另一标准IEC 62439高可用性自动网络中实现了。
这一标准目前进行了修正，允许融合两种不同的冗余网络方案：并行冗余协议(PRP)以及高可用性无缝冗余(HSR) (图3)。前一标准设定了具有冗余开关的星形拓扑，因此，每一节点有两个通路，而后者可以采用星形或者双向环形拓扑。
图3.PRP和HSR冗余标准不同的网络拓扑。
两种不同的拓扑看起来能够很好的实现冗余。但是，IP开发者Flexibilis首席技术官Timo Koskiahde指出，每一种都有其优势。环形拓扑性价比要高一些，这是因为它不需要外部开关，当网络的物理规模和设备数量受限时，它也能很好的工作。双星拓扑能够更好的适应大规模网络，很容易从单星拓扑进行更新实现。
Koskiahde说，更新问题非常重要，这是因为很多已有的网络依靠生成树协议(STP)或者其快速版本(RSTP)提高对失效的承受能力。这些协议尝试在出现链路失效时重新配置网络，因此，可能无法满足IEC 61850在某些状态时的零误差恢复时间要求。PRP和HSR通过两条独立通路传输复制数据包，因此，它们都能够满足零恢复要求。
获取时间
变电站发展最快的一方面就是测量技术。开始时，由人控制的变电站使用机电仪表进行测量。 SCADA推出后，它是电子仪表——数字表和位置传感器，代表了变电站目前的测试技术。但是，如果这些仪表从专用合并单元转到网络连接应用，那么，它们将不再能够对信号间的时间关系进行预测。这就需要对数据加上时间戳，以便对事件的实际顺序进行排列。
很多变电站已经通过GPS接收机提供时间参考。但是，怎样通过网络来分配时间标记?很多设计人员转向采用IEEE 1588来解决这一问题。IEEE 1588通过以太网分配时钟标记，使用训练序列在参考时钟和网络的每一个接收节点之间建立延时。在稳定的LAN中，IEEE 1588可以保证每一节点对事件打上时间戳，精度在1 μs以上，符合IEC 61850的要求。
不断的发展使得变电站具有了冗余LAN功能，实现零时间故障恢复，能够进行时间戳测量，事件有足够的精度以便控制系统使用。已经实现了这些变革，电力公司还在客户那里使用了智能电表，可以远程监视使用点的用电情况。下一步是逐渐将这两种方法合并到一个智能电网中——远程控制变电站和分布式仪表网络。
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