通常电力公司一般依据客户电话来确定电网故障的位置，在派遣工作人员去现场处理之前，需要几个或是更多的故障电话来大致确认故障范围和影响区域，然而这样就会大大增加故障的处理时间。派遣现场工作人员处理故障前，利用电表数据和线路故障指示器联合判断故障地点，将极大地减少故障影响时间。
许多智能电表都是内置电容供电的智能传感器，在线路停电后仍然能够上报“失电”故障信息（last gasp）至故障管理系统。从各智能电表接收到的故障信息能够清楚地判断故障范围，如果把智能电表和地理信息系统结合在一起，通过故障点的分布和拓扑关系可进一步显示各故障点的相关性。另外派遣现场作业人员处理故障前，调度中心的操作人员能够下发指令到相关的电表判断是否断电，这能够极大地减少故障误报。智能电表在恢复供电后也会上报“上电”信息（first breath）。智能电表和操作人员之间的这种互动过程能帮助确认故障修复并检测是否有多重电网故障同时存在。
4.网损分析
目前配电网网损计算中存在的最突出问题就是供售电数据不同期，产生此问题的根本原因是不同电压等级的售电量抄表日期不一致，且与供电量的结算日期不同。而智能电表的大量应用，使电力公司可获得变压器、馈线和大量用户的同期（准同期）数据，依据这些数据可得到同期线损，较过去通过手工抄表数据所计算的结果要精确很多。
除了网损的同期问题外，网损计算的周期也是值得关注的问题。传统网损分析一般每月进行一次，属于事后折算定性分析，存在明显的滞后性和盲目性，往往不能正确评价损耗率是否合理，也不能及时做出补救措施。电力是一种特殊的商品，每时每刻都随着工农业生产、居民生活、天气等发生变化，线损率也随之变化。怎样来实时地跟踪这些变化，或者将发生变化的监测时间压缩到最小是亟待解决的问题。智能电表采集间隔一般为15min，可以把原来一个月进行一次的网损分析缩短至15分钟级，甚至可以对重点关注的某个或一组用户，设置到5min或更小的间隔，这样可以为网损分析提供实时（或准实时）的测量数据，对电网运行过程中的用电异常、窃电行为提供及时主动预警。
5.配电网状态估计
传统意义上，电力公司通过位于变电站内或配电线路沿线的SCADA设备来监测配电系统，例如线路重合闸设备、电压调节器和电容控制器等。SCADA测量能够提供电流、电压等信息，再结合配电管理系统DMS中的先进软件应用，可以有效地提升对配电线路分析、检测的清晰度和性能，对配电线路所有测量点实时电气信息做出状态估计，但是SCADA无法显示配电线路以外的电气信息。