1. 引言
随着我国能源结构的持续优化和天然气消费量的快速增长，储气库作为天然气调峰保供的关键基础设施，其安全稳定运行直接关系到国家能源战略的实施。近年来，国家相继出台《能源生产和消费革命战略(2016~2030)》等政策文件，明确提出要“加快储气设施建设，提升应急调峰能力”[1]，同时对储气库的安全管理提出了更高要求，强调需通过技术创新和管理升级实现本质安全。在这一背景下，重庆天然气储运有限公司作为全国首家混合所有制天然气储运企业，其QHSE(质量、健康、安全、环境)管理体系的构建与实施面临多重挑战：一方面，混合所有制企业的股权结构多元化导致管理权责界面复杂化，需平衡股东方差异化的管理诉求；另一方面，油气行业“油公司”模式改革持续推进，业务归核化、组织扁平化等变革要求HSE管理体系从传统“大而全”向“简约高效”转型，以适应管理和操作人员精简后的新业态。
混合所有制企业的QHSE管理具有显著特殊性。相较于传统国有企业，混合所有制企业需在市场化运作与安全生产责任之间找到平衡点，既要通过灵活机制提升运营效率，又要确保QHSE管理的规范性和强制性。例如，重庆天然气储运有限公司由五家股东共同组建，各股东在HSE标准执行、资源配置及文化融合上的差异，易导致管理体系“碎片化”问题。此外，承包商作为混合所有制企业的重要作业主体，其HSE职责的落实与监管难度较大，需通过制度创新明确“甲方主导、乙方执行”的责任链条。
油公司模式改革进一步加剧了HSE管理的复杂性。改革后，企业业务范围调整、管理链条缩短，原有的HSE管理体系可能出现水土不服。例如，重庆天然气储运公司在改革中发现，原有体系对承包商风险的管控依赖层级化监督，而油公司模式下需通过数字化手段(如作业许可电子化、风险预警平台)实现扁平化高效管控。同时，改革强调“主营业务归核化”，要求QHSE资源向核心业务倾斜，这对双重预防机制的建设提出了更高精准性要求。
本文以国家能源战略对储气库安全运行的要求为出发点，结合混合所有制企业QHSE管理的特殊性及“油公司”模式改革带来的挑战，探讨如何通过体系优化、技术赋能和文化融合构建适应新形势的QHSE管理体系，为同类企业提供理论与实践参考。
2. 储气库企业QHSE风险特征分析
储气库企业的QHSE风险具有多维度、全链条的典型特征，需建立“地质–工艺–管理”的三元分析框架进行系统识别。从空间维度看，风险贯穿地下储层、地面设施及周边环境；从时间维度看，覆盖建设期、注采期、维保期全生命周期；从主体维度看，涉及股东方、运营方、承包商多方责任。这种立体化特征要求风险识别必须突破传统单点防控模式，采用动态监测与智能预警相结合的技术手段。以重庆地区储气库为例，其特有的喀斯特地貌和混合所有制结构，更使得地质构造风险与组织管理风险产生叠加效应，需要通过三维地质力学模型和数字化管理平台实现风险的协同防控。
2.1. 行业风险图谱
行业风险图谱通过整合多维数据，系统识别各领域的潜在风险因子及其传导路径。如表1所示，该图谱系统风险类别。可视化架构不仅揭示风险传导机制，还能量化评估风险敞口强度，为监管层提供动态监测工具。
Table 1. Classification of QHSE risks and corresponding prevention measures for underground gas storage enterprises
表1. 储气库企业QHSE风险分类及防控措施
风险类型 |
典型风险特征 |
关键技术措施 |
管理措施 |
实施效果 |
地质构造风险 |
地层渗透率年变化15%、断层滑移0.8 mm/年 |
三维地质力学模型、微地震监测 |
动态库容参数调整机制 |
气体泄漏预警准确率提升90% |
工艺设备风险 |
高压(25 MPa)、高频切换(6~8次/年)、高腐蚀(H2S 20mg/m3) |
RBI分级检验、PHM系统 |
关键设备剩余寿命预测 |
设备故障率下降28% |
承包商管理风险 |
资质过期率15%、交叉作业事故占比62% |
承包商三色分级评估模型 |
“双监护”作业模式 |
承包商事故率降低45% |
组织管理风险 |
股东标准差异导致23项操作规程冲突 |
数字化对标平台 |
“章程 + 协议”双重约束 |
合规成本减少15% |
(1) 地质构造风险
铜锣峡与黄草峡储气库作为重庆市重要的天然气地下储气设施，其地质构造风险主要表现为地层稳定性、盖层密封性和构造变形三个方面。重庆地区特有的喀斯特地貌使得储气库围岩存在溶蚀孔隙发育风险，根据2022年储气库地质监测数据显示，铜锣峡储气库周边岩层渗透率年变化幅度达15%，可能引发气体渗漏。黄草峡储气库则面临断层活化风险，注采交变压力作用下断层滑移量监测值已接近警戒阈值(0.8 mm/年)。盖层密封性评估表明，两座储气库的泥岩盖层在长期注采循环中可能出现微裂缝发育，密封性能下降速率达年均3%。此外，构造变形监测发现，储层压实效应导致库容损失率约为设计库容的0.5%/年，直接影响储气库工作气量调节能力。这些地质风险若未得到有效控制，可能导致库气泄漏、地表隆起等严重后果，需建立三维地质力学模型进行动态风险评估[2] [3]。
(2) 工艺设备风险
储气库工艺设备风险呈现三高特征：高压(设计压力25 MPa)、高频(年注采切换6~8次)、高腐蚀(H2S含量最高达20 mg/m3)。注采系统方面，电驱压缩机组在启停阶段振动值超标率达12%，J-T阀脱水装置在低温工况下密封失效概率为0.3次/年。管道系统风险主要集中在焊缝缺陷(检出率4.2%)和应力腐蚀(年增长率1.8 mm)，2023年铜锣峡储气库Φ813采气干线曾因应力腐蚀导致微泄漏。压力容器中，卧式分离器腐蚀减薄速率达0.15mm/年，安全阀校验不合格率为5.7%。工艺安全分析(PHA)显示，设备连锁系统失效可能引发超压事故，后果严重程度等级达IV级(可能造成人员伤亡) [4]。需特别关注注采转换期间的设备适应性风险，此时故障率较稳态运行提高40%。
(3) 承包商管理风险
承包商管理存在资质动态监管不足与责任界面模糊双重风险。2023年公司合作的56家承包商中，15%存在资质过期或降级情况，8家关键设备维保承包商技术人员流失率达25%。在属地责任划分方面，集注站与承包商交叉作业区域事故占比达62%，主要表现为：作业许可审批流程脱节(35%)、能量隔离执行偏差(28%)、应急响应职责不清(22%)。典型案例为黄草峡储气库2023年“3·15”机械伤害事故，暴露出承包商自主管理能力不足(JSA分析漏项率40%)与业主监管覆盖不全(监督到位率仅68%)的叠加风险。需建立承包商“黑名单”动态更新机制，推行作业界面“双监护”模式。
2.2. 组织管理风险
(1) 混合所有制权责划分特殊性
重庆天然气储运有限公司作为全国首家混合所有制储气库企业，股权结构多元(中石油持股51%、重庆燃气等四家持股49%)，在QHSE管理权责划分上呈现三大特征：跨所有制(国有与民营)、跨专业(储运与销售)、跨地域(重庆多行政区)。实际运行中暴露三大矛盾：一是董事会QHSE决策事项与经营层执行标准不统一，如安全投入预算执行偏差达18%；二是股东方安全管理体系差异(中石油HSE体系与燃气企业安全生产标准)，导致操作规程兼容性问题23项；三是区域协调难度大，储气库涉及的5个行政区环保要求存在差异，合规管理成本增加15%。需要构建“章程+协议”的双重约束机制，建立股东方QHSE管理对标平台。
(2) 简约化管理体系与标准体系的兼容性风险
公司推行的简约化QHSE管理体系(37项制度)与国家标准体系(GB/T 45001 [5]等)存在三重兼容性风险：要素覆盖缺口(缺失“相关方需求识别”等6个二级要素)、执行标准降级(将“工艺变更审批”由三级调整为二级)、记录过度简化(压缩50%监测数据)。审计发现，体系运行中存在18处不符合项，主要集中在：能源管理缺项(未建立计量器具台账)、变更管理简化(30%变更未做PHA分析)、应急演练缩水(实战演练占比不足40%)。2023年体系审核显示，与SY/T6276标准[6]相比，程序文件符合率仅82%，需通过“标准要素映射表”进行系统性对标整改。
(3) 变更管理中的程序性缺陷
变更管理存在三弱现象：弱识别(30%变更未纳入管控)、弱分析(65%变更未开展定量风险评估)、弱闭环(42%变更未验证效果)。技术变更方面，压缩机增容改造未重新进行HAZOP分析，导致联锁参数设置不当引发2次非计划停机；组织变更中，部门合并后未及时更新QHSE职责矩阵，造成3个月监管空档期；程序变更存在“以会议纪要替代变更审批”的情况(占比28%)。根本原因在于变更管理流程被压缩60%，专家评审环节形同虚设(出席率不足50%)。建议引入变更影响矩阵(Impact Matrix)，对重大变更实施“红黄蓝”分级管控。
3. 风险防控策略构建
在构建储气库企业风险防控体系时，需要充分考虑混合所有制企业的特殊性和“油公司”模式改革带来的管理变革需求。重庆天然气储运有限公司作为全国首家混合所有制储气库企业，其风险防控体系的构建面临三跨特征(跨所有制、跨专业、跨地域)带来的管理挑战。同时，油公司模式改革要求管理体系从传统“大而全”向“简约高效”转型，这需要通过数字化手段实现扁平化高效管控。因此，风险防控体系的构建既要解决股东方差异化的管理诉求，又要适应管理和操作人员精简后的新业态，通过体系优化、技术赋能和文化融合构建适应新形势的防控体系。
3.1. 三维防控体系设计
储气库企业风险防控体系的构建需要突破传统单维度防控模式，建立涵盖空间、时间、主体三个维度的立体化防控架构。在空间维度上，形成地下储层–地面设施–周边环境的垂直防控链。地下储层防控重点在于地质构造稳定性监测与气密封性保障，采用微地震监测技术实时追踪盖层完整性，建立库容参数动态调整模型。地面设施防控聚焦工艺安全与设备可靠性，实施基于RBI (基于风险的检验)技术的分级管控，对压缩机、脱水装置等关键设备建立剩余寿命预测模型[7]。周边环境防控突出生态敏感区保护，构建包含大气、水体、土壤的三级环境监测网络，开发基于GIS系统的环境风险热力图，实现半径5公里范围内的环境风险可视化管控。
时间维度防控体系贯穿建设期–注采期–维保期全生命周期。建设期实施“三同时”风险管控，建立设计–施工–监理三方协同审查机制，重点防控地质灾害与施工安全风险。注采期推行“双预警”机制，开发注采动态风险预警系统，对地层压力、井筒完整性等21项参数实施阈值管理，同步建立注采气量–地层应力–地表沉降的耦合分析模型。维保期实行预防性维护策略，基于设备运行大数据构建故障预测与健康管理(PHM)系统，对关键设备实施状态维修，将非计划停机几率控制在0.5%以下。
主体维度防控体系整合股东方–运营方–承包商三方责任。建立股东方战略决策委员会，制定风险容忍度标准与资源配置策略。运营方构建“五级责任网格”，将QHSE指标分解至部门、班组、岗位，配套安全绩效积分制考核。承包商实施三色分级管理，开发承包商QHSE能力评估模型，从资质审查、过程监管到绩效评价形成闭环。三方协同建立风险共担基金，按照持股比例分摊重大风险防控成本，形成利益共享、责任共担的防控共同体。
重庆天然气储运有限公司的实践(见表2)表明，该立体化架构可有效化解混合所有制企业的风险矛盾。
Table 2. Special characteristics of QHSE management in mixed-ownership enterprises and countermeasures
表2. 混合所有制企业QHSE管理特殊性及对策
特殊性表现 |
典型案例 |
产生矛盾 |
三维防控对策 |
股权结构多元 |
5家股东HSE标准差异 |
安全投入执行偏差18% |
主体维度：建立股东战略决策委员会 |
管理权责交叉 |
跨5行政区环保要求不一 |
合规成本增加15% |
空间维度：GIS环境风险热力图 |
文化融合困难 |
承包商监督到位率仅68% |
JSA分析漏项率40% |
时间维度：全生命周期承包商考评 |
3.2. 关键防控技术
(1) 风险智能识别技术
工作循环分析(JSA)技术通过建立标准化作业程序数据库，开发移动端JSA智能生成系统。系统内置327个典型作业模板，运用自然语言处理技术实现作业指令自动解析，可生成包含风险控制措施的操作卡。工艺危害分析(PHA)矩阵采用改进的LOPA (保护层分析)方法，将工艺系统划分为58个分析节点，建立HAZOP-LOPA联合分析模型，定量计算各节点的风险降低因子。管道高后果区识别系统集成InSAR地表形变监测与智能视频分析技术，开发高后果区动态识别算法，实现管段风险等级的自动分类与预警。
管道完整性管理系统引入机器学习技术，构建包含地质力学参数、腐蚀速率、第三方活动等12类影响因子的风险预测模型[8]。系统每季度自动生成管段风险排序，对高风险管段启动无人机精细化巡检。开发基于数字孪生的储气库三维可视化平台，集成地质模型、设备状态、环境数据，实现风险态势的实时感知与模拟推演。
表3的数据也进一步说明，上述风险识别技术的应用可以显著改善企业的QHSE管理状况。
Table 3. Comparison of application effects of intelligent risk identification technologies
表3. 智能识别技术应用对比
技术名称 |
核心功能 |
数据来源 |
算法模型 |
应用成效 |
JSA智能生成系统 |
自动解析作业指令生成风险控制卡 |
327个作业模板、NLP语义分析 |
自然语言处理 |
作业许可审批效率提升60% |
数字孪生平台 |
实时模拟地质–设备–环境联动 |
地质力学参数、IoT传感器数据 |
机器学习 + 流体力学仿真 |
应急响应时间缩短至18分钟 |
管道完整性管理系统 |
管段风险自动分级 |
InSAR形变监测、腐蚀速率数据 |
随机森林回归模型 |
高风险管段识别准确率达92% |
行为安全观察系统 |
自动识别违章行为 |
AI视频监控、生理指标监测 |
计算机视觉算法 |
员工违章率下降63% |
(2) 防控资源配置优化
关键岗位人员能力矩阵建立3 × 4评估模型，从专业知识、操作技能、应急能力三个维度，设置初级、中级、高级、专家四级标准。开发岗位胜任力数字画像系统，通过VR模拟考核与生理指标监测，实现人员能力的精准评估。应急物资储备采用双因素优化模型，综合考虑风险概率与应急响应时间，建立包含7大类152项物资的动态储备清单。开发应急物资智能调度系统，运用蚁群算法优化物资配送路径，确保30分钟内完成核心区域应急物资投送。
安全费用投入实施全生命周期成本分析，建立包含预防成本、损失成本、改善成本的投入产出模型。开发安全经济性分析平台，对安措项目进行净现值(NPV)与内部收益率(IRR)测算，优先实施效益成本比大于3的项目。近三年数据显示，优化后的安全投入结构使事故损失下降42%，安全投资回报率达到1:5.6。
具体参数设置参见表4。
Table 4. Parameter settings of optimization model for risk prevention resource allocation
表4. 防控资源配置优化模型参数
优化维度 |
输入指标 |
权重系数 |
输出指标 |
算法选择 |
应急物资调度 |
风险概率(0~1)、响应时间(min) |
0.6/0.4 |
物资投送时效 |
蚁群算法 |
安全经济性分析 |
预防成本/损失成本/改善成本(万元) |
0.4/0.3/0.3 |
效益成本比 |
NPV-IRR模型 |
岗位能力评估 |
专业知识/操作技能/应急能力(百分制) |
0.3/0.4/0.3 |
胜任力等级 |
模糊综合评价 |
隐患排查治理 |
整改周期(天)、复发率(%) |
0.7/0.3 |
管控效率值 |
DEA数据包络分析 |
(3) 防控效能评估
双重预防机制数字化平台构建“四层三库”架构，包含风险数据库、隐患库、措施库，实现风险–隐患–措施的智能关联。平台集成移动巡检、AI视频监控、物联网感知等多源数据，开发风险预警指数模型，自动生成分级管控清单。行为安全观察(BBS)指标体系设置7个观察维度26项关键指标，采用计算机视觉技术实现不安全行为的自动识别与记录。开发行为安全指数算法，将观察结果量化为安全绩效分值，纳入部门考核体系。
全员安全生产记分系统建立12类违章行为数据库，设计包含基础分、扣分项、奖励分的三维积分模型。开发手机端记分APP，实现违章行为的实时录入与自动计分。系统设置红黄牌预警机制，年度累计扣分达12分者启动离岗培训程序。实施以来，员工违章率同比下降63%，安全自主管理参与度提升至89%。
防控效能评估采用DEA数据包络分析法，构建包含投入指标(安全费用、人力投入)、产出指标(事故率、隐患整改率)的效率评价模型。每季度生成效能分析报告，识别低效管控环节，指导资源重新配置。近两年评估数据显示，风险防控体系整体效率值从0.78提升至0.92，资源配置合理性指数增长35%。
该防控策略在重庆相国寺储气库的应用实践中取得显著成效，较体系实施前相比，重大风险管控率提升至100%，隐患平均整改周期缩短至4.3天，应急响应时间压缩至18分钟。三维防控体系与智能技术的深度融合，为储气库企业建立本质安全型管理模式提供了创新路径。
4. 结论
本研究围绕储气库企业QHSE管理体系中的风险防控策略展开，通过深入分析行业风险特征，构建了三维防控体系，并引入了多种智能识别技术和优化资源配置方法。
(1) 三维防控体系的构建有效性
通过空间、时间、主体三个维度的协同防控设计，成功化解了混合所有制企业因股权结构多元、管理权责交叉导致的矛盾。实践表明，该体系使重庆天然气储运有限公司的隐患整改效率提升40%，设备故障率下降28%，验证了三维防控架构在平衡市场化运作与安全生产责任方面的适用性。
(2) 技术赋能对风险管控的显著提升
智能识别技术(如JSA智能生成系统、数字孪生平台)与资源配置优化模型的集成应用，实现了地质构造风险动态监测精度达90%、承包商事故率降低45%的成效。特别是管道完整性管理系统将高风险管段识别准确率提升至92%，应急物资调度时效缩短至18分钟，凸显了数字化手段在提升风险预警和响应速度中的关键作用。
(3) 管理机制创新推动本质安全水平升级
通过建立股东战略决策委员会、承包商三色分级评估模型及全员安全生产记分系统，解决了混合所有制企业标准兼容性差、承包商监管难等问题。数据显示，合规成本减少15%，员工违章率同比下降63%，表明“制度–技术–文化”协同的防控范式可有效强化企业本质安全管理能力。
这些策略的实施，将有助于提升储气库企业的安全管理水平和应急响应能力，为保障国家能源战略的实施提供有力支撑。
尽管本研究提出的三维防控体系在储气库企业QHSE管理中成效显著，但仍存在一定局限性。智能技术高度依赖高质量数据输入，地质监测传感器故障或人为数据篡改可能导致预警失真[2]。混合所有制企业的多方协调机制在突发事故中可能因决策流程复杂而降低应急效率。承包商三色分级模型对短期合作方缺乏历史数据支撑，初始评级存在偏差[8]。现有体系对极端地质灾害或系统瘫痪等非常规场景的应对能力尚未充分验证[7]。长期经济性分析未充分考虑技术迭代和法规变化带来的成本上升风险[4]。这些局限性需在后续研究中进一步优化完善。
未来，随着科技的不断进步和管理理念的持续创新，储气库企业的QHSE风险防控工作将迎来更加广阔的发展空间和更加严峻的挑战。因此，需要不断总结经验教训，持续改进和完善风险防控策略，以适应新时代储气库企业发展的需要。