换流站是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流换流站相同的设备外，直流换流站还有以下特有设备：换流器、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、平波电抗器。
普通的在线式红外监控系统一般将红外热像仪安装在云台装置上，由后台控制系统通过云台装置控制红外热像仪巡航扫描整个被监控区域。在红外热像仪巡航扫描过程中，取全屏最高温或某区域取最高温来实现设备的温度检测，最终实现设备工作温度监控。
这种监测方法依赖于云台装置的预置位参数和转角参数，被监控目标位置确定的精度取决于云台装置的转角精度。然而云台装置的转动是由电动机驱动机齿轮传动系统实现的，齿轮系统的传动误差以及交流电频率的波动变化导致云台装置的预置位精度和转角精度有限，一般的云台预置位精度参数都是小于等于1.5°。这样的误差会导致在距离红外热像仪20米外的设备在调用预置位参数和转角参数时在图像的空间位置上产生0.5米的误差，如此而获得设备工作温度与设备真正工作温度将存在较大的偏差，从而产生异常测温信息，严重误报的会造成不必要的经济损失。
随着现代电力工业向着高电压等级，超大容量的发展，为保证电力生产安全高效运行，对电力设备状态检修提出了更高的要求。由于状态检修主要依赖于对运行中设备的状态检测以及在线监测手段，所以，电力设备运行状态检测和在线监测在电力安全生产中始终起着重要的作用。红外成像技术作为一门新技术，在电力设备运行状态检测中有着无比的优越性。红外成像是以设备的热状态分布为依据对设备运行状态良好与否进行诊断，它具有不停运、不接触、远距离、快速、直观地对设备的热状态进行成像。由于设备的热像图是设备运行状态下热状态及其温度分布的真实描写，而电力设备在运行状态下的热分布正常与否是判断设备状态良好与否的一个重要特征。因此采用红外成像技术可以通过对设备热像图的分析来诊断设备的状态及其隐患缺陷。
由于普通的红外热成像远程检测大都停留在人工操作检测，对存储的热图像往往停留在后台PC机上的分析诊断，只能是间断性的分析控制，不能对热分布场实时监控和诊断热像的故障性质等操作，这往往会造成监视延误而引起比较大财产损失。另外对某些特殊场合如无人职守换流站运行设备的热状态检测，若是人工操作的红外设备，往往会造成人们劳动强度的提升及诊断不及时等缺陷。总之，目前的红外热成像仪虽在热像处理技术上不断改进提高，但始终仍需要人为加以控制操作，这仍未减轻人们的工作方便性和控制实时性。在此基础背景下，人们强烈希望能出现一种可以远程控制的智能化的红外热像监控诊断系统，以实现对红外图像的远程控制操作。
在传统的采用人工巡检的基础上，是通过运行人员的远程巡视来掌握设备的运行状态。人的自觉性、行政手段、运行经验及现场实证构成了目前换流站设备巡视管理的四大要素。基于上述四个基本要素，供电企业根据自身特点已建立并实施了一系列诸如设备巡视、运行分析、设备缺陷管理等规章制度，在很大程度上保证了电力企业的安全生产，但同时也暴露出了许多难以克服的问题:
工作强度大:一座普通的换流站大约有1200个需要进行温度监测的设备，如果人工测量，2个巡检人员1天内也无法完全检测一次，要达到定时检测基本不可能。自觉性问题：由于缺少有效的监督机制，设备巡视到位率、工作质量高低等都无法得到保证。运作问题：管理工作的复杂性、人员考核的完整性和有效性、具体操作的随意性和规范性等，都直接或间接地造成了较高的操作费用。衡量尺度问题：运行经验是确保电力设备安全运行的一种技术能力，不同的人采用不同的设备在不同时段对同一设备的工作状态衡量是有非常大的差异.原始数据积累问题：在没有本系统的情况下，不同单位，不同设备采集的热图存储管理是相对混乱的，难以对故障判断提供有效的参考依据。
电力红外监控系统，其内部红外热像仪采用先进的探测器，测温精度为±2℃，红外防误报智能巡检监测系统通过对即时红外热图在被监测区域的红外全景图中进行位置配准的方法，摆脱了被监控目标位置的确定对云台装置的预置位参数及转角参数的依赖，有效的提高在即时红外热图中确定被监控目标位置的精度，识别误差精度小于2个像素点，实现了在线式红外监控系统对设备温度的高精度监测。
