多年冻土地带，如北极大陆架以及北美北部、西伯利亚等地区的油气资源丰富，资源勘探开发和外输管道建设日益受到广泛重视。纵观全球范围内，已建成的多年冻土区长距离油气管道以输油管道为主，如美国的阿拉斯加原油管道、加拿大的罗曼井原油管道、俄罗斯太平洋管道系统、中国的格尔木—拉萨成品油管道和中俄原油管道等^［1~7］，为避免原油输送温度低于凝点以下，一般原油管道在首站和中间泵站增设加热站，采用加热输送工艺，输油温度为40~60 ℃；成品油往往采用常温输送工艺，输油温度为10~30 ℃。与原油或成品油管道不同的是，天然气管道的输气温度可以调节，输气管道的通过流量与绝对输气温度的0.51次方成反比，输气温度越低，气体流经管道内壁摩擦阻力越小，输气效率越高。因此，在多年冻土区可以尝试通过在压气站内增设换热器及空冷器设备人为降低天然气输送温度，避免管基土融沉问题。

多年冻土区长输天然气管道主要集中在西伯利亚西北地区。Seligman^［8］建议在管道投运初期就应该采取有效的管输气调控措施，尤其管道是埋设于富冰冻土区，不要在管道已经上浮至地表再采取管输气冷却措施。俄罗斯Urengoy天然气管道的案例表明，管道周围的融化圈大幅度减小是管道在冬季暴露于大气环境低温环境中，管道和大气直接接触作用的结果，额外的管输气冷却措施反而有利于管基土冻胀，威胁管道安全，降低可靠性^［8］。

天然气冷输在连续多年冻土区是完全适用的，但在不连续多年冻土区的融区地段，当低于冰点的管线穿过非冻土时，尤其是在有水的地方，很容易产生冻胀举升，吸附在管线周围或在冻结圈范围的水，水分向低温管壁处的冻结缘方向不间断地大量迁移，在土壤中渗透，当水遇到冻胀球柱就会冻结引起管线下方的冻胀土体前所未有的增大，它将使管线上升至地面以上，甚至会导致管线过量变形、弯曲破坏^［9~15］。

2019年12月投产的中俄东线天然气管道北段黑河—长岭段所选路由避开了多年冻土区，途经的是季节冻土区，输气工艺采用的也是传统的常温输送，并不是冷却输送工艺。20世纪70年代规划建设的阿拉斯加天然气输送系统，主干管线长约7 800 km，其中美国阿拉斯加管段长1 198 km，加拿大管段长3 271 km，设计采取冷却输送工艺，将天然气温度控制在0 ℃以下以保证埋地管道不破坏途经的多年冻土。输气温度的调控：一是在沿线压气站站内设置密闭循环制冷系统，二是在关键节点处建设丙烷冷冻天然气厂。其中压气站站内制冷系统允许1个制冷单元中断，而不引起输气量骤减，如果2个单元同时出现故障，则必须降低输量以确保天然气温度不超过0 ℃。

为了验证埋设在融沉区的输气管道若输送低于冰点的天然气依然能够保持管道结构完好，于1971年建立了3个测试点，1个在富冰多年冻土带阿拉斯加的普拉德霍湾（Prudhoe Bay），2个在非连续多年冻土带Sans Sault和加拿大的罗曼井区。在这些测试地点，建设了总长共1 524 m的原尺寸输气管道模型，埋设方式包括地上式、半埋式和全埋式3种，模拟了管道在不同操作条件下15个月以上的运行工况。从测试的结果数据分析来看，冷却天然气能解决土壤融化问题，但同时带来冻胀问题，原因是水自然地向低温区集中，又受低温管道影响而冻结。冻胀没有固定模式，很难提前做出预测。估计出土壤影响范围和在什么情况下产生冻胀是预测冻胀对管道推力的关键，但需要在实验室内精密的控制条件下测试热力梯度、压力、土壤冻结贯穿率等参数。在管道四周回填绝热的颗粒材料如锯末等可以缓解冻胀问题，另一种方法则是将管道四周的土壤更换为一种松散物质的工作床。最终该项目设计考虑管道最高操作温度为-1.1 ℃，最低为-17.76 ℃，压气站设有冷却系统以保证所输天然气在规定的温度范围内。同时慎重考虑沿线6%左右的冻胀敏感性粉末土壤。

虽经多次论证、几度沉浮，限于经济技术合理性，该管道仅建成原计划长度的1/4，阿拉斯加地区多年冻土区管道至今未建成投产。通过了解这条管道的规划及科研全过程，可以从中观察到多年冻土区输气管道建设的复杂性和艰巨性。多年冻土区（特别是北极地区）天然气管道的设计、修建和运维仍然是个悬而未决的全球性冻土工程难题^［16~20］。由于国内外冻土区管道研究主要聚焦于高温输送的原油管道，很少涉及冷输天然气管道，对于冷输天然气管道，只能参考北美的少量全尺寸模型试验和鲜有报道的俄罗斯西伯利亚西北部已建天然气管道建设经验。北极冻土区的输气管道要经过大片连续多年冻土（年平均地温-12~0 ℃）、深季节冻土区（最大季节冻深1.5~4.5 m）和脆弱、敏感的高寒苔原、荒漠和林带，加上高山深谷、森林沼泽、活动断裂和强烈地震、冰川、雪崩、冰湖溃决、泥石流、洪水和河冰、冻胀丘、冰椎和冰楔（复合体）—巨型多边形等不良地质现象和地质灾害发育，都对管道设计和施工提出了严峻挑战。不同于常规（如温带）地区的埋地管道，由于冻土环境独特和敏感，工程活动可能会引起冻土环境变化，并引发一系列生态、水文、环境和工程问题。因此，如何正确评估和预测气候和工程活动双重作用下冻土环境的变化以及可能引发的工程和环境灾害，提出合理防治措施减少环境影响，满足日益严苛的环保要求，确保天然气管道工程的长期稳定，是工程建设必须解决的关键难题之一。另一方面，过去多年冻土区的输油管线工程均为热油输运工艺，输油管线对冻土环境的影响和引发的工程环境问题研究较多，而对采用冷输工艺的天然气管道研究很少。因此，亟需开展冷输工艺对冻土环境的影响过程和方式，及其可能引发的工程灾害方面的研究，以明确冷输天然气管道工程与冻土环境的相互作用过程和机制，提出缓减工程病害和环境影响的工程措施，是工程建设必须解决的另一个关键难题。

管基土的差异性冻胀、融沉是引起管道形变的主要因素，而管道周围温度场分析是关键^［21~26］。某规划北极天然气管道项目，输气干线全长约1 300 km，除断层和大型河流跨越外，全线埋地敷设，管道依次穿越约300 km连续多年冻土区，600 km非连续冻土区，400 km非冻土区或零星冻土区。在连续多年冻土区，多年冻土最大厚度为700 m，一般在100~300 m，表层有不超过0.5 m厚的季节活动层；在非连续多年冻土区，冻土厚度5~10 m，多年冻土的覆盖率为35%~90%，多年冻土的分布与土层类型、地形地貌特征、地下水条件、坡向等因素有关。未来管道的运行势必会打破已有的天然稳定地温场，为了尽可能降低管道对冻土环境的影响以及减少冻土灾害对管道的破坏，即避免管道输送气流过多地影响管道周围土体水热状态，从而威胁到管道本体结构安全，提出管道在不同典型区域内合理的运行温度建议是本文研究重点。另外，从管道工程设计角度，在进行管道全线的输气工艺系统水力模拟分析前也需要先假定管道在不同冻土区域内合理的运行温度范围，即预先建立特定的温度控制线，否则无法开展管道沿线压气站布站方案比选、设备选型等工作。

本文以北极规划输气管道工程为依托，通过建立埋地管道与冻土传热相互作用数值计算模型，分析连续多年冻土区、非连续多年冻土区、季节冻土区不同管道运营温度工况下埋地管道周围冻土温度演化过程，尤其是基于北极多年冻土区特有的环境因素，重点研究了在管内介质变温与地表积雪耦合作用下管周土体温度场变化。从保护管道周边冻土和降低管基土冻胀/融沉对管道的影响角度出发，首次提出了不同冻土区域内管道运行控制温度建议，对寒区输气管道的建设提供了重要参考。

通用的大型天然气管道仿真软件是求解出管道与周围土体的总传热系数值，并以此作为输入条件参与管道全线水力传热计算，只进行输送介质的温度计算，管道周围土体温度被认为是恒定值，不随时间发生变化，是需要事先输入的条件之一。国内《油田油气集输设计规范》（GB 50350-2015）附录D-G直接给出了不同保温结构的集输油管道、集输气管道对应的不同管道公称直径、不同土壤潮湿程度下的总传热系数K值选用表，极大地方便了管道设计时的总传热系数取值。而在多年冻土区，冻土这种特殊土体对温度及其敏感，总传热系数值往往不是恒定值，冻土的相变潜热、未冻水含量变化、冻土和融区物理性质差异等均会影响总传热系数，管土的相互热交换影响必须在计算模型中予以考虑，否则计算结果会有较大的误差^［27~31］。

正确预报管道周围冻融圈的形成和发展过程是研究管道灾变机理以及管道对环境影响的基础，结合典型冻土工程地质情况，有必要建立管道—冻土传热相互作用数值模型，预估不同输运温度工况下管道周围冻融圈发展及多年冻土上限变化。针对不同冻土区域提出合理的管道运行温度范围建议，确保管道在多年冻土区安全、平稳、高效运行，并尽可能降低对环境的影响。同时为天然气管道工艺系统设计提供依据，为管道基于应变设计提供管周土冻结圈、融化圈影响范围、管基土冻胀量和融沉量等基础参数。

在实际工程中，由于管道与周围土体的相互热交换影响作用，天然气管道的输气温度沿轴向是不断变化的，一般输送距离在100 km左右，输气温度会近于土体环境温度。为重点分析连续多年冻土区、非连续多年冻土区和季节冻土区管土热交换作用，本文在对轴向温度进行计算的基础上，关注连续多年冻土区、非连续多年冻土区和季节冻土区典型地质断面的管道横断面温度分布；为避免水分迁移引起的热交换干扰，将多年冻土层作为隔水层考虑，无地下水补给；相比土体和管输介质，由于钢管导热系数较大，假定管道外壁温度等同于管道输送介质温度，本文所指管道温度即代表管道输送介质温度^{［32，33］}。以北极某天然气管道工程为研究对象，选取连续多年冻土区、非连续多年冻土区和季节冻土3种典型地质断面，根据相对应的3种不同的外界环境气温，建立管道—冻土对流传热计算模型，进行管道—冻土的热交换相互作用计算。模型中考虑了边界效应，计算宽度30 m，考虑模型对称性，取其一半为15 m，深度为15 m。以不连续多年冻土区为例，管土相互作用模型计算区域如图1所示。管道埋设处冻土层较厚，若埋深较深，施工工作量较大，工程投资高。同时，北极地区人烟稀少，管顶出现可能过大的外载荷、外部作业等情况相比温带地区要少的多，人为因素破坏管道的可能性极低，加之管道采用冷却输送工艺，管输温度与管周土壤温度差异相比原油管道要小，综合以上因素，拟先确定管道埋深为0.5 m。

式中：T为温度（℃），t为时间变量（h），x和y为空间变量（m）。C为土体构造比热容［J/（m³·K）］，λ为土体导热系数［W/（m·K）］，ρ为土体密度（kg/m³）。

管周土横断面内温度场的分布可用伴有相变问题的二维热传导方程描述，该方程的假设条件包括考虑介质的热传导和冰水相变，忽略对流作用。需要强调的是，北极多年冻土区降雪比较丰富，基于特有的环境因素，本文重点研究了在管内介质变温与地表积雪耦合作用下的管周土体温度场变化。

未冻水含量仅是温度的函数^［34］。由于土体冻结、融化状态下比热容、导热系数存在差异，且冻土的剧烈相变主要集中在某一小温度区间［T_m±∆T］，构造热容以及导热系数表达式如下^［35］：

式中：Cf、Cu、λf和λu分别为土体冻结状态、融化状态下的比热容和导热系数，C_su、C_sf、C_w、C_i分别为融土骨架、冻土骨架、水和冰的比热容［J/（m³·K）］，T和T_f分别为初始含水量为w₀和w_u时对应的冻结温度，a和b为与土质因素有关的经验常数。

根据管道沿线地质条件，土体各层及雪层热物理参数如表1所列^［36］。

顶部边界条件取为大气与天然地表间的对流换热条件，大气温度采用连续多年冻土区、非连续多年冻土区和季节冻土区典型地区的实测温度，按照北纬纬度来看，纬度越高的站点温度越低、温度变化幅度越小。随着全球温室效应的加剧，在边界温度条件中还应当考虑到温度的逐年上升，本文全球变暖升温速率取0.02 ℃/a，对流换热系数取为18 W/（m²·K）^［37］。另外由于北极连续多年冻土区降雪比较丰富，因而，在计算过程中考虑了降雪的影响。积雪覆盖时间段为11月1日至次年5月31日，降雪速率和融化速率均为0.2 m/月，积雪最大深度可达0.2 m^［38］。

环境气温数据来自阿拉斯加海洋观测系统开放数据（Alaska Ocean Observing System，AOOS），连续多年冻土区选取Pruehoe Bay站点，不连续多年冻土区选取Tanana站点，季节冻土区选取Kenai站点。按照正弦函数的形式定义环境温度变化规律，根据各地区实际温度监测数据，采用MATLAB进行气温曲线拟合，连续多年冻土区、非连续多年冻土区、季节冻土区典型地区拟合气温曲线公式见公式（9）~（11），以多年冻土区为例，拟合气温正弦曲线图如图2所示。

式中：t为时间（h）；T为温度（℃）。

地表以下一定深度范围内地温梯度较为稳定，对热流密度加以限制，热流密度取为0.003 W/m^{2［39，40］}。

管道内输送介质的温度有正有负，取决于正温输送还是负温输送，为探究不同管道输送温度对周边土体的影响，将管温依次设定为5、-1和-5 ℃进行30年管土耦合作用下的温度场模拟分析。

管道计算区域通过取半化简，且计算区域选取范围相对较大，因此可认为两侧除管道接触部分外均为零通量边界，即绝热边界，温度的方向导数为0^［41］。

模型初始温度场根据上边界条件和地热流下边界条件逐时段求解，直到年变化层以下温度场基本保持稳定且年变化层以上相同位置上的温度值在同一时间逐年相同为止。

本研究选用COMSOL软件中的瞬态热传递模块，通过预设控制方程进行建模计算。以连续多年冻土区初始温度场计算为例，计算不同时间节点的温度场（图3）。经反复模拟计算，将得到的稳定温度场作为初始温度场，本文选取的连续多年冻土区、非连续多年冻土区和季节冻土区初始温度场如图4所示。

对不受管道运行影响的天然冻土场地进行初始地温场的计算。2020年8月9号稳定地温分布模拟值与阿拉斯加海洋观测系统开放数据实测值如图5所示，两者基本吻合。另外，活动层计算深度为0.15 m左右，根据相关参考文献^{［42，43］}，阿拉斯加连续多年冻土区活动层深度小于0.5 m，说明计算模型以及参数选取是可靠的，可以进行后续温度场分析。

首先计算得到多年冻土区天然场地冻土上限值为0.15 m，输气管道管顶位于活动层以下。选取1月1日地温为初始地温场，管道输送温度依次设置为5、-1和-5 ℃，考虑全球变暖引起的升温，进行30年的管土热相互作用计算。

管道所在截面位置管顶上方及管底下方附近的土体温度场随时间的变化如图6所示。由图6a和b可知，当管输温度为5 ℃，第1年末冻土融化深度由天然冻土上限0.15 m增加到1.90 m，说明在管道投产初期1年的时间内，由于管道输送温度与管周天然冻土温度场差异较大，管道较高运行温度极大破坏了原有的地温场平衡，冻土退化严重。在1年后冻土融化趋势趋于平稳，土体温度在管道输送温度和外界大气温度周期性变化双重因素影响下，土体冻融交替循环，温度呈现周期性震荡式变化。在第20年冻土融化深度达到2.2 m，相比第1年末仅增加了0.2 m，但在该时刻，新的温度场平衡已经建立，之后土体温度场虽然继续呈正弦式周期变化，但最大融化深度保持不变，在第30年融化深度依然为2.2 m。

根据图6c和d，当管输温度为-1 ℃，由于温度低于0 ℃，土体不会出现融化现象，管道周围土体温度并未受明显影响，上方和下方土体一直处于负温状态。由于管道的长期运行，人为多年冻土上限稳定在0.25 m，相比天然冻土上限，仅增加了0.1 m，分析原因是虽然管输温度为负温，但依然略高于管周冻土天然温度，管道对周围土体还是具有一定放热作用，因此导致冻土上限略有加深。但从总体上看，相比5 ℃管输温度，-1 ℃管输温度对冻土温度场的影响较小，在一定意义上保护了多年冻土。

由图6e和f可知，当管输温度为-5 ℃，管道输送温度对土体的影响要远强于外界大气环境温度的影响。管道对周围冻土的冷却效果明显，活动层范围明显减小，减少至0.12 m。管底下方-5.0 ℃等温线随着时间的推移，不断加深，在第30年达到了2.6 m。

图6主要展示的是管道所在截面中心线温度场在管道整个30年运行期内的变化，只着重刻画了竖向中心线单条线的温度变化，具有一定的局限性。为了更好地了解管道周围土体融化圈、冻结圈的发展进程，选取第1年末、第5年末、第10年末、第20年末和第30年末5个关键时间点对应的管道整个横截面附近温度场数据进行分析，从中筛选出0 ℃等温线的变化趋势，并将0 ℃等温线所能达到的最大深度作为多年冻土的人为上限，将所能达到的最大宽度作为管输温度影响的最大水平（径向）范围，从而从垂直方向和径向两个维度方向上判断不同输送温度对冻土温度场影响程度。

图7a中，当管温为5 ℃，可以看到0 ℃等温线的包络面积随着时间的推移，不断扩大，垂直向下方向，在第30年达到了2.2 m，融化深度已超过管底，相较于天然冻土，加深了2.05 m，约2倍管径大小。水平方向上管周土体融化范围也逐渐变大，在第一年末达到了0.8 m，在第30年末达到了1.0 m，年均增加幅度0.8%。如图7b所示，当管温为-1 ℃时，冻土人为上限从未超过管顶，维持在0.25 m，对比冻土天然上限，冻土上限仅下降约0.1 m，整个管道仍处于活动层之下，即依然埋深在多年冻土中。表2为土体回冻至人为上限处的时刻，显然每年冻土回冻至人为上限的时刻相同（8月下旬左右），说明当管道温度为-1 ℃时，管道运营对冻土上限值的影响很小，管道周围冻土一直处于冻结状态。

由于非连续多年冻土区相比连续冻土区大气温度变化幅度较大，非连续多年冻土区活动层深度计算值为1.64 m，管道整体埋设在活动层内。选取10月20日地温为初始地温场，同样考虑全球变暖引起的升温因素进行计算。

图8a中，管温为5 ℃，相比多年冻土区，0 ℃等温线发展形状有很大不同，在0.3~1.6 m深度范围内，未见有0 ℃等温线分布。冻土融化深度随时间的增加幅度更大，在第1年末达到了2.4 m，在第30年末达到了4.4 m，年均增加幅度3.9%，相较于天然冻土加深了2.8 m，约3倍管径大小。水平方向上管周土体融化范围逐渐变大，在径向7.5 m处，各时刻的等温线基本重合。如图8b所示，当管温为-1 ℃时，管道输送负温有效提高了冻土人为上限，由1.64 m提升为0.37 m，不仅防止了冻土退化，还加速了融土向冻土的转变，使得管道埋设于多年冻土的环境中，保证了管基土的结构稳定性。说明当管道输送温度为-1 ℃时，通过设定合适的输气温度，人为创造了对管道运行有利的冻土环境。

在季节冻土区季节冻结深度计算值为1.30 m，说明管体的4/5都处于季节冻结深度范围内。选取7月1日地温作为初始地温场。

根据图9可知，季节冻土区管道周围冻土温度分布规律与多年冻土区的情况不同。管道底部土体在负温管道作用下发生冻结，因而需要了解管周土体的冻结范围。图9a中，管温为-5 ℃，管道底部土体冻结范围在垂直方向上不断加深，在第1年末达到2.8 m，在第30年末达到4.0 m；图9b中，管温为-1 ℃，在第30年末，管基土最大冻结深度达到2.8 m。除第1年外，水平方向上冻结范围基本不变，为1.5 m。

在北极地区，从北至南，由于大气环境温度的较大差异性，连续多年冻土区天然场地活动层为0.15 m，非连续多年冻土区天然场地活动层为1.64 m。不同管温对冻土上限值影响差异较大，尤其是在非连续多年冻土区，无论管道是正温输送还是负温输送，由于管道的运营，均将极大影响冻土人为上限值。通过大量的数值模拟分析并结合管道运行工况，基本确定了管道在各个冻土区域运营温度的基准控制线（图10）。主要的数值模拟结果，如多年冻土区不同管温对冻土人为上限值影响以及季节冻土区不同管温对最大冻结深度的影响分别如表3和4所列。

在多年冻土区，当输运天然气温度为-1 ℃，尽管温度低于冰点，但由于管温依然大于初始土体温度，管道会对周边土体放热，造成活动层厚度提升至0.25 m，相比天然场地，增加0.1 m；当输运天然气温度为-5 ℃，更低的输气温度会在一定程度上抑制全球变暖引起的冻土退化，造成活动层厚度为0.12 m，相比天然场地，减少0.03 m。天然气在输送过程中，沿线布置的压气站会提高天然气的出站温度至40~60 ℃，若要进行降温控制，可以通过投运空冷器或换热器等设备来实现，但需要额外的能量消耗。相比-5 ℃管温输送，当输运天然气温度为-1 ℃，管基土就可以保持在冻结状态。即从节约能量的角度出发，建议多年冻土区采用-1 ℃的天然气输运温度。

对于非连续多年冻土区，情况要复杂些，从地温场的角度看，冷输天然气管道对冻土环境扰动较小，并且不会对管道安全运营产生较大危害，依然建议埋地天然气管道在非连续多年冻土区采用冷输工艺。但非连续多年冻土区与连续多年冻土区的不同之处在于冻土分布不连续，在水平方向和深度上是多变的，管道同时也要穿越融区，在冻土区与融区的过渡地带以及冻胀敏感性土与非冻胀敏感性土的过渡地带，管道可能会因差异性冻胀而产生变形。在夏季时段，沿线地下水丰富，若管道负温输送，容易引发管基土冻胀病害，冷输天然气管道引起管基土冻胀示意图如图11所示。即从降低冻胀病害的角度出发，建议非连续多年冻土区冬季与连续多年冻土区一样，采用-1 ℃的天然气输运温度；在夏季时段，管道运行温度可以在冰点以上，趋向于环境大气温度，但全年的输气平均温度需要低于0 ℃。可见相比连续多年冻土区，在不连续多年冻土区，可以通过设定合适输气温度人为创造对管道结构稳定性更有利的冻土环境，因此在不连续多年冻土区进行输气温度调控，意义更大。

在季节冻土区，若管道负温输送，管道下方最大冻结深度随时间不断加深（2.8~4.0 m），说明季节冻融循环不能消除冷输管道对土体的制冷作用。当管道周围一直处于冻结状态，且冻结范围不断扩大时，未冻水会不断向冻结锋面迁移，使得管道周围土体的冻胀量不断增加。特别是在地下水丰富的地区，水分迁移更加明显。由于冻结范围在管顶以及水平方向上增加的不多，只在管道底部增加明显，管基土的冻胀最终会造成管道的抬升。由于管道沿纵向方向地质情况并非完全相同，因而管道下部土体可能会发生差异性冻胀，导致局部管道发生弯曲变形，若变形超限，则会引起管道破坏。对于季节冻土区而言，建议管道是正温输送，即输气温度不作特别控制，和温带地区管道类似。但最高输气温度要有所限制，以应对温度变化产生的温度应力。

输气管道的投运，势必会打破多年冻土的地温平衡，而北极大陆架以及北美北部和西伯利亚等地区的天然气资源丰富，资源勘探开发和天然气外输管道建设日益受到重视，长输管道是天然气资源大规模输送最为经济合理的输送方式，管道的建设迟早将提上议程。建议从保护多年冻土和保护管道本体安全两个方面综合考虑多年冻土区管道设计。相比原油管道，天然气管道的输气温度可以调节，可以利用该有利条件，紧紧围绕输气温度可调控这一点来研发管基土的冻胀和融沉防治措施。同时，合理的输气温度在管土相互传热作用下，反而可以构建对管道本体和冻土均有利的管道及周边温度场，即低温是将带来一系列挑战和难题，但也可以因地制宜，加以利用。

从时间维度看，冷输天然气管道冻融灾害易发期集中在管道运营的初期，数值分析结果是1年内。在该阶段应充分做好管道变形监测及管周土体的温度监测，及时采取措施，防止冻害发生。

从区域维度看，灾害集中在非连续多年冻土区的冻土过渡地带，且以冻胀灾害为主。冻胀防治措施可以探讨采用大变形钢管的可行性，避免管道变形引起管道内部应力过大，造成管道破坏；做好管基土的排水工作，减少水分迁移造成的土体冻胀量；针对长度较短的易发生冻害管段，可以采用土体换填的方法，即采用非冻胀敏感性土替换冻胀敏感性土以消除潜在不均匀变形。