電力系統(tǒng)的“發(fā)、變、輸、配、用”各個環(huán)節(jié)存在大量的連接點，這些連接點因各種原因存在或大或小的接觸電阻造成接觸點溫度升高，在運行過程中這些連接點因機械振動、過熱氧化、膨脹松弛、表面腐蝕等原因使接觸電阻進一步增加，導致連接點局部發(fā)熱甚至電弧放電，最終導致電氣設備損壞、停電、火災或者爆炸等事故，嚴重威脅著電網(wǎng)的經(jīng)濟、安全運行。

場站內(nèi)電氣設備的引線接點較多，少則幾十多則上千，對室內(nèi)外引線節(jié)點的溫度檢測更是運行管理部門最頭疼的費時、費力的工作。當所采用的變色測溫貼片或者紅外測溫儀進行檢測其效果因受被測物體表面形狀和污損程度的影響很大，這種依靠大量人力進行檢測有一定的局限性，自動化程度不高，更重要的是柜體內(nèi)和無人值班變電站的電氣設備發(fā)熱情況不能及時被發(fā)現(xiàn)，存在極大的事故隱患。

在生產(chǎn)中， 因電氣設備連接點過熱造成的事故，占整體電氣事故的很大比例，如不能及時發(fā)現(xiàn)，這種事故隱患將給安全供電帶來極大的威脅。為了及時發(fā)現(xiàn)隱患、避免事故的發(fā)生，必須要對電氣設備各連接點實施溫度在線實時監(jiān)測和智能報警。

在變電站運行的過程中，電氣設備溫度一方面隨其負荷變化而產(chǎn)生相應波動，另一方面也會因設備的老化或缺陷而呈現(xiàn)異常的變化狀態(tài)。而目前電力系統(tǒng)對變電站運行管理的方法，大多通過對接頭、變壓器、電抗器等電氣設備溫度的監(jiān)測控制變電站的運行。即當監(jiān)測到電氣設備溫度升高達到設定的控制上限時，采取降低負荷或停止運行的方式，待電氣設備的溫度慢慢降下來之后重新啟動運行，由此將導致大面積較長時間停止電力輸送和供應。對于電氣設備本身的狀況，則往往通過定期的檢查維修來保證其對變電站運行的適應性。這種運行管理模式的缺陷是，無法實現(xiàn)電氣設備溫升原因的分析，導致非負荷性溫升因素的誤判，對電氣設備的老化或缺陷因素不能及時排除，造成設備長時間低水平的運轉，變電站運行故障率升高，不僅嚴重影響運行效率，甚至會招致故障范圍的擴大及經(jīng)濟損失的增加，還容易帶來嚴重事故的發(fā)生 ；其次是電氣設備處于被動管理狀態(tài)，往往在大的設備故障發(fā)生之后，才能發(fā)現(xiàn)和維修，而且需要在變電站整體或局部停運的狀態(tài)下進行檢修，同樣會給電力部門和用戶帶來損失 ；其三是對電氣設備溫度變化的監(jiān)測多由人工巡檢來實現(xiàn)，這樣對設備溫升的一場就難于及時發(fā)現(xiàn)、及時處置，也同樣危及變電站的可靠運行。

變電站紅外熱像檢測儀一般由光學系統(tǒng)、光電探測器、信號放大及處理系統(tǒng)、顯示和輸出單元等組成，通常手持進行檢測，紅外測溫儀在使用過程中，需手持，對于戶外敞開設備，檢測路徑上無遮擋物，效果較好。但對于室內(nèi)設備（如室內(nèi)站用變、接地變、電容器組），由于檢測路線上有圍欄以及設備靠墻布置，不能有效檢測到設備各個部位，部分缺陷不能及時發(fā)現(xiàn)，往往存在“灰色”地帶。

變電站光纖測溫系統(tǒng)可以對開關柜內(nèi)易發(fā)熱部位實時進行監(jiān)測，將其同開關柜體的冷卻通風系統(tǒng)配合使用，可以使柜內(nèi)的溫度始終保持在允許的范圍內(nèi)；將光纖探頭安裝在柜體內(nèi)電纜接頭上、斷路器小車的一次插頭隔弧罩上或靜觸頭熱縮套上，可以實時監(jiān)測其溫度，在演變成事故之前，及早發(fā)現(xiàn)并采取措施。