输气管道阀门的危险有害因素分析

1. 在燃料运行工作中有哪些危险有害因素

1、主电源导线在穿墙管的工作当中，首先考虑到的是此电源导线所供负载的额定电流的大小，以及特殊情况下的短路电流的冲击后，所造成导线的热效应，应首先想到的是，当电线穿进管内后，空间是有限制的，又窄又小从而造成散热面积小，久之，促使绝缘老化出现危险事故。

2、在地面的机电工程中，选型也是非常的关键，应首先算出全部用电设备的总功率、无功功率，然后在根据所算功率的值进行选配合格的适配变压器。在这期间，有的机电人员却选配的是超大容量的，认为只有容量大才会安全。

由此看出，若在50A时的电流着火了，若容量小的电力变压器保护整定正好在50A时，能立即动作切断电源，而容量大的保护却无察觉，因它最低在100A，由此看出，必须选择适配的，因它即经济又合理，还又安全。

3、在每一个变电所的输出电源线路中，都是经由墙内预置的铁管穿出输送至各用电户，穿墙管道的设计应首先注意的是，铁管的两头均应倒角，然后用纱布抛光后方可安全，否则，穿墙铁管两端的锋刺能使此项工程的输电线路外侧绝缘划伤，轻则加快绝缘老化，降低此工程的使用年限，重则将导线划透，直接影响供电。

4、在安装避雷系统的施工过程中，应首先要明确此避雷系统在此地安装的重要性和实用安全性，再者就是焊工施工者的功力和施工态度与方法，是认真的还是糊里糊涂的干，都会直接影响电力系统的安全。

因施工时焊接的不良而造成虚焊、假焊等方式，造成整个避雷系统不能正常发挥作用，从而造成的安全后果与经济损失将不堪设想。

(1)输气管道阀门的危险有害因素分析扩展阅读：

电力是人类目前最重要的能源之一，随着我国经济建设的迅速发展和人民生活水平的不断提高，各种用电设备逐渐增多，对电力的需求量也越来越大。但因为电网的架设规模急剧扩大，电线的敷设在建筑工程、装修工程中越来越多，与此同时，因电气线路引发火灾的起数、损失也逐渐增多。

2. 天然气气站危险有害因素辨识属于什么领域

建议看看场站的安全评价报告（预评价、现状、验收都可以），里面都有危险有害因素分析的。您所谓的天然气气站具体是哪一种？CNG还是LNG。另外场站也分很多种，如：加气站、门站、调压站、气化站、母站还有合建站等等。各种场站的危险有害因素并不是完全一样的。

3. 典型天然气管道因素分析

以某输气管道为例进行分析（以下称C管道），C管道设计操作压力6.4MPa，管道设计输量为20×10⁸Nm³/a，干线管径Φ660mm×8mm，钢管等级L415。管线干线全长900km。全线共4个压气站，压气站位置及高程如表3-15所示。

表3-15 管道站间距及高程表

根据管道实际情况，选取主要站场建立模型，分析各参数变化时整条管道能耗的变化情况。由于C管道各压气站都采用燃气轮机驱动，所以将计算得到的压缩机轴功率全部转化为机组耗气量，天然气的热值按35588 kJ/m³计算，燃气轮机的效率取30%。天然气折标煤系数按13.3 tce/10⁴m³计算，即1万m³天然气折合13.3t标准煤。

选取的能耗影响因素为输量、环境温度、出站温度、出站压力等。

1.输量对生产单耗的影响

利用已经建立好的模型，设定一定的管道基础参数[管径660mm、壁厚8mm、管壁粗糙度0.01mm、总传热系数1.212W/（m²·K）等]，地温设为10℃，出站压力设为6.4MPa，出站温度为40℃，在设计输量20×10⁸m³/a上下调整其输量，计算管道能耗和管存的大小，如表3-16所示。

表3-16 输量对生产单耗的影响

图3-9 不同输量下单耗变化曲线

根据以上计算结果，拟合出的生产单耗和输量的关系曲线如图3-9所示。

在其他参数固定不变的情况下，随着输量的增大，单耗呈单调上升趋势；并且输量越大，能耗增加的幅度也越大。

在设计输量下，输量增加10%[（20～22）×10⁸m³/a）]，生产单耗上升12.24%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的1.224倍；

在低输量下，输量增加14.28%[（14～16）×10⁸m³/a）]，生产单耗上升8.98%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的0.628倍；

在高输量下，输量增加6.67%[（30～32）×10⁸m³/a）]，生产单耗上升20.09%，生产单耗上升的幅度是输量上升幅度的3倍。

单耗和输量拟合出的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数为：R²=0.9981。

拟合出的机组耗气量和输量的关系曲线如图3-10所示。

图3-10 不同输量下机组耗气量变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着输量的增大，机组耗气量呈单调上升趋势。并且输量越大，能耗上升的幅度越大，与生产单耗随输量的变化曲线趋势一致。输量和机组耗气量拟合出的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数为：R²=0.9979。

拟合出的管存和输量的关系曲线如图3-11所示。

图3-11 不同输量下出站压力相同管存变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着输量的增大，管道整体管存呈单调下降趋势。随着输量的不断增加，管存下降的幅度也不断提高。因为在出站压力一定的情况下输量增加，管段压降就会增加，最后导致进站压力减小，平均压力下降，对应管存就会降低，能耗也相应升高。输量和管存拟合出的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数为：R²=0.9996。

在设计输量下，输量增加10%[（20～22）×10⁸m³/a）]，管存降低1.89%，生产单耗上升12.24%；在低输量下，输量增加14.28%[（14～16）×10⁸m³/a）]，管存降低1.38%，生产单耗上升8.98%；在高输量下，输量增加6.67%[（30～32）×10⁸m³/a）]，管存降低3.43%，生产单耗上升20.09%。

2.环境温度对能耗的影响

气体在输送过程中，由于气体密度远远小于油品密度，与同直径的输油管相比，质量流量只有输油管道的1/3～1/4，而定压比热相差不大，在同样的K、T₀、D和L的条件下，输气管的a值大很多，温降比输油管快很多，温降曲线较陡。若考虑焦耳一汤姆逊效应，输气管道的温度可能低于周围介质温度。

气体与周围介质的热交换对输气管道能耗有一定的影响。和上述研究输量对能耗影响一样，在其他参数不变的前提下，改变环境温度的值（在0℃～30℃范围内），计算输气管道能耗的变化情况。计算结果如表3-17、图3-12～图3-14所示。

表3-17 地温对生产单耗的影响

图3-12 不同环境温度下生产单耗变化曲线

图3-13 不同环境温度下机组耗气量变化曲线

图3-14 不同环境温度下管存变化曲线

在其他参数不变的情况下，环境温度和单耗之间呈线性关系。随着环境温度的增大，单耗值呈单调上升趋势。环境温度上升10℃，生产单耗增加约2%～3%。

生产单耗和环境温度关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R²=0.9998。

在其他参数固定不变的情况下，随着环境温度的增大，机组耗气量呈单调上升趋势。和单耗与环境温度的关系一样，环境温度和耗气量呈线性关系，其关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R²=0.9995。

在其他参数固定不变的情况下，随着环境温度的增大，管道整体管存呈单调下降趋势。环境温度和管存呈线性关系，其关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R²=0.9988。

3.出站温度对能耗的影响

天然气经过压缩机后气体温度会急剧上升。为了增加管道的输量，控制干线输气温度在允许范围内以防止破坏内涂层，需要在站内设置冷却设备。因此将冷却后的出站温度作为影响因素之一考虑。

和上述研究地温对能耗影响一样，在其他参数不变的前提下，令出站温度在25℃～60℃范围内变化，记录其能耗和管存的大小，如表3-18。根据以上计算结果，拟合出的生产单耗随出站温度的关系曲线如图3-15。

表3-18 出站温度对生产能耗的影响

图3-15 不同出站温度下单耗变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，出站温度和单耗之间几乎呈线性关系。随着出站温度的增大，生产单耗呈单调上升趋势。出站温度降低10℃，生产单耗降低2%～3%。生产单耗和出站温度关系曲线：

y=0.3569x+121.37

相关系数R²=0.9995。

机组耗气量随出站温度变化的关系曲线如图3-16所示。

图3-16 不同出站温度下机组耗气量变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，出站温度和机组耗气量之间呈线性关系。随着出站温度的增大，机组耗气量呈单调上升趋势。拟合出的关系曲线：

油气管道能效管理

相关系数R²=0.9994。

管存与出站温度的关系曲线如图3-17所示。

图3-17 不同出站温度下管存变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，出站温度和管存之间呈线性关系，随着出站温度的增大，管存呈单调下降的趋势。拟合曲线为：

油气管道能效管理

相关系数R²=0.9996。

4.出站压力对能耗的影响

高压条件下，气体的密度大，流速低，摩阻损失就小。此处研究在其他参数不变的条件下，出站压力对管道运行能耗的影响。出站压力在4.48MPa～6.17MPa范围内变化，设定末站进站压力等于气源供气压力4.5MPa，因此最后一个压气站的出站压力由末站的设定压力反算得到，管道的能耗和管存的大小如表3-19所示。根据以上计算结果，拟合出的生产单耗和出站压力的关系曲线如图3-18。

表3-19 出站压力对管道生产能耗的影响

图3-18 不同出站压力下单耗变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着出站压力的增大，生产单耗呈下降趋势。出站压力由6.08MPa降到5.44MPa（下降10.5%），生产单耗上升了19%。

生产单耗和出站压力拟合出来的关系曲线呈二次函数形式：

油气管道能效管理

相关系数R²=0.9975。

根据以上计算结果，拟合出的生产单耗和出站压力的关系曲线如图3-19。

图3-19 不同出站压力下机组耗气量变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着出站压力的增大，机组耗气量呈下降趋势。耗气量和出站压力拟合出来的关系曲线呈二次函数：

油气管道能效管理

相关系数R²=0.9975。

根据以上计算结果，拟合出的管存和出站压力的关系曲线如图3-20。

图3-20 不同压力下管存变化曲线

在其他参数固定不变的情况下，随着出站压力的增大，管存呈单调上升趋势。管存和出站压力基本呈线性关系，其拟合出来的关系曲线为：

油气管道能效管理

相关系数R²=1。

生产单耗随管存的变化曲线如图3-21所示。

从图中可以看出，随着管存的减小，生产单耗呈上升趋势；管存越小，生产能耗上升的幅度越大。出站压力由6.08MPa降到5.44MPa（下降10.5%），管存由1844万m₃下降到1671万m³（下降约9%），生产单耗上升了19%。

生产单耗与管存的拟合曲线为：

油气管道能效管理

相关系数：R²=0.99995。

图3-21 不同管存下生产单耗的变化曲线

4. 天然气中水的存在对输气管线有哪些危害

天然气长输管道中液态水和水蒸气的存在会引起以下几个方面的危害：
(1)管道中的液态水和水蒸气是造成管道内部腐蚀的主要原因。天然气中的少量酸性气体，如硫化氢、二氧化碳等在有水的条件下能牛成酸性物质，使管道内部产生腐蚀。腐蚀是影响管道使用寿命及其可靠性的重要因素，足造成管道运行事故的主要原因，因腐蚀而造成的事故在输气管道事故中占有很大比例。
(2)管道中的液态水和水蒸气会形成天然气水合物。当管道内的天然气柏足够高的压力和足够低的温度时，如果管内有液态水或饱和水蒸气存在，就会形成天然气水合物。水合物一旦形成，会减少管道的流通面积，产牛节流，加速水合物的进一步形成，进而造成管道、阀门和一些设备的堵塞，严重影响管道的安全运行。
(3)管道中的液态水和水蒸气低温时还会造成管道冰堵，也会影响管道的安全运行。
(4)管道中的液态水和水蒸气的存在会降低天然气的输送能力，造成管道输送能力下降。
(5)管道中的液态水和水蒸气的存在会使天然气的供气品质下降，影响用户的正常使用。
所以，天然气长输管道中的液态水和水蒸气的危害性极大，在管道投入运行之前，必须进行干燥处理，以保证管道长期、安全、稳定运行。

5. 危险有害因素分析的产生原因

《安全评价》第三版中将危险、有害因素产生的原因划分为两个方面。（1）存在危险有害本身具有的物质、能量；（2）危险有害物质、能量失去控制,危险有害物质、能量失去控制的主要体现：①人的不安全行为(13大类)；②物的不安全状态（4大类）；③管理缺陷（6类）。
任何物质都具有相应的能量，物质和能量是客观存在的，只有当物质、能量在外力条件或自身变化且失去控制造成一定的危险或伤害时才可以称为危险有害物质和能量。
导致危险有害物质、能量失去控制的三个方面多数说法比较笼统，例如：有分散注意力的行为；冒进信号；作业场所狭窄；作业场所杂乱；来自相关方风险管理的缺陷等。
相对与物质和能量来说，人的不安全行为是外在条件；物的不安全状态既有可能是外部条件引起的，也有可能是其自身的变化引起的；管理的主角是我们人类自身，所以也应归结为外部条件。
外在条件很多，除了上面说的人的不安全行为之外，恶劣的自然条件是最重要的外在条件之一，地震、台风、洪水、雷击、温度、湿度、雾、冰雹、滑坡、泥石流、火山喷发等。企业在建设初期一般都会对本地的自然条件作一定的调查和了解，但是现在社会发展的快节奏导致部分地区环境污染的加大，最终引发台风、洪水等导致事故的发生，2007年5月份我国因洪涝、山体滑坡和泥石流、旱灾和风雹等自然灾害死亡人数117人，失踪18人，直接经济损失86亿元人民币。所以，人类不应该对自然灾害掉以轻心。
所以说，危险、有害因素产生的原因应该是物质、能量在外部条件或自身变化的情况下，失去控制造成伤害或事故的综合作用。

6. 天然气有哪些危险性和有害因素,操作时应采取哪些防护措施

1. 危险性：火灾、爆炸、中毒

2. 有害因素：这里你是想问职业病有害因素？如果是的话，答案是没有职业病有害因素。

3. 防护措施：

   a.操作时：开阀门的方向：从管道送气端往用气端缓慢开启各个阀门，速度不能快，快了就会损坏个减压阀、过滤器等。关阀门时的方向正好相反。

   b.不要敲打管道、阀门。

   c.原理高温、明火

   d.室内采取防火防爆措施，不要堆放任何可燃物质。

4. 以上是工厂里面的简单注意事项。

5. 如果是家里面的天然气，就很简单了，用的时候缓慢开阀门，关的时候也一样。

   长时间离开家里，要把燃气总阀门关闭，缓慢开关。

6. 每月检查阀门的接头是否有松动的现象。

7. 还有很多，可以在网上自己查。
   

7. 维修更换管路、阀门、电伴热等作业潜在的危害因素及现有安全控制措施

1、管路老化、锈蚀，可能造成管路爆裂、高压风、水伤人；防范措施：经常巡检、及时更换。 2、检修时没有关闭上级阀门，可能造成阀门或设备被误开启伤人；防范措施：停机...

8. 危险有害因素分析的分类

（一）按导致事故的直接原因进行分类

《生产过程危险和有害因素分类与代码》，将生产过程中的危险和有害因素分为4大类。

1.人的因素

（1）心理、生理性危险、有害因素。包括负荷超限 指易引起疲劳、劳损、伤害等的负荷超限；健康状况异常、指伤、病期；从事禁忌作业；心理异常；辨识功能缺陷；其他心理、生理性危险

（2）行为性危险、有害因素。包指挥错误；操作错误；监护失误；其他错误；其他行为性危险和有害因素

2.物的因素

（1）物理性危险和有害因素。包括设备、设施缺陷；防护缺陷；电危害；噪声危害；振动危害；电磁辐射；运动物危害；明火；能够造成灼伤的高温物体；能够造成冻伤的低温物体；粉尘与气溶胶；作业环境不良；信号缺陷；标志缺陷；其它物理危险有害因素

（2）化学性危险和有害因素。包括易燃易爆性物质；自燃性物质；有毒物质；腐蚀性物质；其他化学性危险和有害因素

（3）生物性危险和有害因素。包括致病微生物；传杂病媒介物；致害动物；致害植物；其他生物性危险和有害因素

3.环境因素

（1）室内作业场所环境不良

（2）室外作业场所环境不良

（3）地下（含水下）作业环境不良

（4）其他作业环境不良

4.管理因素

（1）职业安全卫生组织机构不健全

（2）职业安全卫生责任未落实

（3）职业安全卫生管理规章制度不完善

（4）职业安全投入不足

（5）职业健康管理不完善

（6）其他管理因素缺陷

（二）参照事故类别进行分类

参照《企业职工伤亡事故分类标准》(GB 6441-1986)，综合考虑起因物、引起事故的诱导性原因、致害物、伤害方式等，将危险因素分为20类。

1.物体打击；2.车辆伤害；3.机械伤害；4.起重伤害；5.触电；6.淹溺；7.灼烫；8.火灾；9.高处坠落；10.坍塌；11.冒顶片帮；12.透水；13.放炮；14.火药爆炸；15.瓦斯爆炸；16.锅炉爆炸；17.容器爆炸；18.其他爆炸；19.中毒和窒息；20.其他伤害。

（三）按职业健康分类

参照卫生部颁发的《职业危害因素分类目录》，将危害因素分为粉尘、放射性物质、化学物质、物理因素、生物因素、导致职业性皮肤病的危害因素、导致职业性眼病的危害因素、导致职业性耳鼻喉口腔疾病的危害因素、职业性肿瘤的职业危害因素、其他职业危害因素等10类。

各行各业的差别较大，主要的危险、有害因素各不同，为了便于准确的辨识危险有害、因素，查找事故隐患，提出经济可行的安全对策措施，应制定一个统一的危险、有害因素辨识标准，根据各行业本身特点，划分危险、有害因素的类别。本人结合工作实际情况。

9. 危险有害因素分析

（一）主要危险有害物质及特性

CO₂地质封存项目的主要任务是将CO₂灌注到地下一定深度的储层中封存起来，所以主要危险有害物质即为CO₂。CO₂的相关特性如下：

（1）可溶性：CO₂是弱双极性，极易溶于水，并与水反应生成碳酸。而且它溶解于多数原油，溶解后，原油膨胀，使地层原油体积略为增大，黏度降低。

（2）毒性：CO₂不属于有毒物质，但吸入时会对健康造成严重的不良影响。如吸入气体初期有轻微的眼及上呼吸道刺激症状，如长时间接触并吸入时会发生迟发性肺水肿、成人呼吸窘迫症，并引起支气管炎等病症，如果CO₂浓度过高，将导致人员窒息死亡。

（3）聚集性：CO₂气体比空气重，相对密度为1.101（-37℃），可以较高的浓度聚集在洼地、坑池、圆井等低洼区域。

（4）腐蚀性：CO₂和水反应生成弱腐蚀性物质——碳酸。碳酸对金属产生无硫腐蚀。

（5）升华性：CO₂的沸点是-78.5℃，在较低温度下极易升华为气体。CO₂在升华过程中大量吸收周围的热量，易造成冻伤事故。

（6）超临界特性：CO₂临界温度为31.1℃，临界压力为7.2 MPa。

（二）工程可能事故分析

1.井喷事故

在CO₂灌注过程中，灌注井井筒内的CO₂相态是极其复杂的，如果温、压条件发生变化，就有可能发生井喷，出现井筒内“结冰”等现象。对此要根据灌注工程区块地层压力高低，同时结合钻井时采用的防喷技术，考虑操作因素，分析井喷事故发生的可能性。

2.输气管道泄漏

输气管道的泄漏可能由于下述原因造成。

（1）不法分子钻孔盗气；

（2）管道上方违章施工，洪水、滑坡、地震等自然灾害等第三方破坏；

（3）管道的内外腐蚀以及施工中焊接、敷设、搬运及护坡等问题；

（4）管材存在质量缺陷、设计失误、或者运营过程中违章操作等；

（5）在项目运行过程中，可能发生CO₂酸性腐蚀、低温电化学腐蚀、应力腐蚀等，对设备、管道具有腐蚀性，容易构成对设备、管道的腐蚀，造成泄漏。

3.火灾爆炸

输气站场工艺装置区及线路截断阀室均为火灾危险区域、爆炸危险区域，管道输送含CH₄的CO₂气体时，为易燃易爆性气体。

管线一旦发生泄漏，有可能会在泄漏源周围形成爆炸性气云团，如遇明火、机械摩擦、碰撞火花等火源，便有可能引起火灾爆炸，危急设备及人身安全。

泄漏孔径的大小、泄漏方向、点火延迟时间等因素会导致管道泄漏引起的火灾爆炸形式的不同，有可能会引起垂直喷射火、水平喷射火、准池火、闪火等，当系统、压力容器或受压设备处在火灾发生的现场时，系统、压力容器或受压设备内的介质就会受热，体积膨胀，这些设备受火灾影

3.预危险性分析

预危险分析（PHA）也可称为危险性预先分析，是一种对系统存在的危险性类别、出现危险状态的条件、导致事故的后果，做一概略的分析而采取的分析方法。

（1）预先危险分析的功能：通过预先危险性分析，可以完成4个功能：(1)大体识别与系统有关的一切主要危险；(2)鉴别产生危险的原因；(3)预测事故出现时对人体及系统产生的影响；(4)判定已识别的危险分级，并提出削减与控制危险的措施。

（2）分级标准：在分析系统危险时，为了衡量危险性的大小及其对系统破坏程度，将各类危险性划分为4个等级，见表7-17。

表7-17 危险性等级划分

4.火灾爆炸危险指数（DOW）评价法

火灾爆炸危险指数评价法是依据工艺装置以往事故的统计资料、生产物料的潜在能量和现行安全防护措施，按逐步推算的方法，对装置及所含物料的潜在火灾、爆炸和反应性危险进行客观评价的预测方法。具体预测步骤如下：

（1）确定评价单元。包括评价单元的确定和评价设备的选择。

（2）求取单元内重要物质的物质系数MF。

重要物质是指单元中以较多数量（5％以上）存在的危险性潜能较大的物质。

物质系数MF是表述物质由燃烧或其他化学反应引起的火灾、爆炸过程中释放能量大小的内在特性，它由物质可燃性NF和化学活泼性（不稳定性）NR求得。

（3）根据单元的工艺条件，采用适当的危险系数，求得单元一般工艺危险系数F₁和特殊工艺危险系数F₂。

一般工艺危险系数F₁是确定事故损害大小的主要因素。

特殊工艺危险系数F₂是影响事故发生概率的主要因素。

（4）求工艺单元危险系数F₃。F₃＝F₁×F₂。

（5）求火灾爆炸危险指数DOW。DOW＝F₃×MF。工艺单元危险系数（F₃）的正常范围是1.00～8.00，如果F₃的值大于8.00，则以最大值8.00作为最后的工艺单元危险系数。它可估计生产过程中事故可能造成的破坏。

（6）用火灾爆炸危险指数值查出单元的暴露区域半径R（m），并计算暴露面积A（m²）。

（7）确定评价单元危险等级（表7-18）。

10. 危险有害因素分析的分类有哪些

危险有害因素分析的分类有：

1、按导致事故的直接原因进行分类：可分为人的因素（包括心理、生理性危险、有害因素和行为性危险、有害因素）、物的因素（包括物理性危险和有害因素、化学性危险和有害因素以及生物性危险和有害因素）、环境因素和管理因素。

2、参照事故类别进行分类：可分为物体打击、车辆伤害、机械伤害、起重伤害、触电、淹溺、灼烫、火灾、高处坠落、坍塌、冒顶片帮、透水、放炮、火药爆炸、瓦斯爆炸、锅炉爆炸、容器爆炸、其他爆炸、中毒和窒息以及其他伤害。

3、按职业健康分类可分为粉尘、放射性物质、化学物质、物理因素、生物因素、导致职业性皮肤病的危害因素、导致职业性眼病的危害因素、导致职业性耳鼻喉口腔疾病的危害因素、职业性肿瘤的职业危害因素、其他职业危害因素等10类。

(10)输气管道阀门的危险有害因素分析扩展阅读

危险有害因素辨识必须采用科学的方法、借用科学的仪器设备和科学的态度进行。各行各业的危险有害因素各有不同，必须熟练掌握运用系统工程原理，从物质、能量及其外力条件或自身变化全面的分析辨识。同时运用科学的技术方法对未知的危险、有害因素进行辨识。

直观经验法适用于有可供参考先例、有以往经验可以借鉴的系统。系统安全分析法常用于复杂、没有事故经验的新开发系统。常有事件树、事故树等。