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。
智能电网
从中心控制的变电站网络发展到智能电网理论上虽然简单，但是实际上涵盖的内容非常多。概念上，智能电网的理念是将变电站中的所有传感器和致动器联网，并沿多个方向进行延伸。这些新方向包括：
●在一个大洲上分布有数百万个传感器、开关、继电器以及断电器等
●新一类网络连接
●通过发电设备进行控制，通过新电源和负载进行控制，而不仅仅是通过分布式电网。
●新一类传感器
●新的控制算法
这些新挑战促使变电站中已有的私有网络进行变革。
