李欣泽，吴青柏，金会军,4

1.中国科学院西北生态环境资源研究院 中国科学院冻土工程国家重点实验室；2.中国科学院大学资源与环境学院；3.中石化石油工程设计有限公司；4.东北林业大学土木工程学院 东北林业大学寒区科学与工程研究院东北林业大学东北多年冻土区地质环境系统教育部野外科学观测研究站

0 引言

北极大陆架及北美北部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。特殊的气候及冻融岩土灾害等使得多年冻土区管道设计面临一系列的特殊难题和挑战［1-2］。已建的原油管道如阿拉斯加输油管道、中俄原油管道等，为应对热油管道高油温运营带来的管基土融沉问题，管道设计采取了积极的融沉防治措施，如，将管道架空至地上敷设、在管道周围包裹聚氨酯泡沫塑料、采用封闭的气-液两相对流循环热管装置、在管道两侧埋设通风换热系统等［3-4］，为多年冻土区管道的安全、正常运营积累了宝贵的经验和教训。

在非冻土区，油气长输管道除沿线大中型河流、山体穿跨越地段，大部分都采用埋地敷设方式，埋设深度根据沿线土质、岩石类型有明确的最小覆土厚度要求，一般在 0.5～0.8 m。而在多年冻土区，冻土地质条件复杂多变，管道敷设方式、管道埋深、管道运行温度等，目前并没有统一的标准规范可以遵循，需要进一步优化研究并提供确定依据。对于敷设方式，是选择地上架空还是埋地敷设，需要在设计之初就确定下来。因为这直接涉及管材最低金属设计温度确定、材质选择、保温层厚度优化、野生动物迁移路线等一系列技术方案，后期几乎不可能再进行设计变更，否则将造成颠覆性调整，严重拖延工期。阿拉斯加输油管道全线采取了传统埋设、特殊埋设和地上架空敷设（砾石高管基或桩基横梁）等3种敷设方式。传统埋设用于地基条件较好的地段，如，多年冻土区的冻结基岩地段和季节冻土区，总长度605 km；特殊埋设用于驯鹿迁移区域，埋地管道附近并行有两根冷却盐水管道，用于降低管周冻土温度，总长度6.4 km；地上架空敷设用于高温高富冰冻土区（融化不稳定区），总长度676 km，在管道两侧还装备有带热管的垂直支撑架梁单元（Vertical support members，VSM）［5］。值得注意的是，不少管段是在施工期才由埋设方式临时调整为架空敷设，增加了建造成本。

与原油管道相比，天然气管道最显著的差异是输送温度可以调节，因此推荐采用冷却输送工艺，人为降温进行输送。这主要有两方面的益处：一是管道的通过流量与绝对输气温度的 0.51次方成反比，低温输送有利于提高输气效率；二是可以有效防止温度过高而导致管基土融沉。具体的控温措施是在压气站内增加换热（冷却）设备将气流温度调控至略低于土体冻结温度后再出站。在输送过程中，由于输气管道自身焦耳—汤姆逊效应以及管道与周围低温冻土持续进行的换热作用，随着气流压力的降低，输气温度会下降。从区域看，管道全线输送温度均可以控制在土体冻结温度以下；从局部看，压气站出口处附近气流温度最高，入口处气流温度最低。因此，多年冻土区的输气管道除了活动断层、大中型穿越等特殊地段，其余大部分管段均可以采用埋地敷设方式。Abdalla等［6］采用基于孔隙率方程的冻胀模型评估了不同埋设深度下冷输管道管基土的冻胀程度，管道输送温度假定为-25 ℃；分析结果表明，对照埋深0.8 m基础工况，当选取1.55 m和 2.5 m埋深时，冻胀分别减缓了 63%和 84%。Carlson等［7］于1974—1977年在加拿大卡尔加里开展了冷输管道原尺寸试验，试验管道全部埋设在冻胀敏感性一致的未冻土中，管道长度12.2 m，管径1 220 mm，运行温度-10 ℃；试验结果表明，3年后，埋深为 1.65 m的试验管道平均冻胀位移是埋深为0.75 m试验管道的81%。然而上述模拟和试验只是评估了管道埋深因素对管基土冻胀的影响，并没有把管道运行温度调控纳入冻胀防控措施，存在一定的局限性，不能直接用于指导管道工程实际。

为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，避免管道运行过多地影响管道周围土体水热状态，管周温度场的研究显得尤为重要。基于传统传热计算的封闭式解析方程是将土体比热容视为恒定值，同时不考虑冰水相变问题，计算误差较大，其计算结果往往导致夏季工况下计算温度偏高，而冬季工况下计算温度偏低。若据此作为输入条件进行管道设计，不得不采取增大管道壁厚、选取低钢级钢管、提高压气站出站温度或选取低温承受能力更强的管材等技术措施，将由于设计过于保守而增加建设投资［8］。冻土这种特殊土体对温度极其敏感，管土间总传热系数往往不是恒定值，冻土的相变潜热、未冻水含量变化、冻融循环过程等均会影响总传热系数。阿拉斯加天然气管线公司（Alaska Natural Gas Transmission System,ANGTS）利用不同管道运行温度对应的一系列管道—冻土热通量参数开发了准静态计算模型，对封闭形式解析方程进行了改进［9］。20世纪 90年代末，随着计算机算力水平的提升，一款真正意义上的传热水力完全耦合数值仿真软件在罗曼井输油管道上首次得到应用［10］。该准三维仿真模型由一系列连续的二维有限差分断面组成，实现了连续二维断面下的埋地管道—冻土热传递过程以及冻土间的瞬态传热模拟。模型的优势在于管土传热模型中管道温度边界条件直接由管道水力模型提供，在进行管道水力计算时，管土传热模型计算的管道—冻土热通量结果又直接提供给管道水力模型。相比之下，早期热通量表方法使用的是一系列恒定的管道温度边界条件，计算结果存在误差。另外，完全的传热水力耦合模型能够捕获重要的瞬态传热过程，包括管道附近的冰水相变、管道温度变化以及地表与大气对流换热等［11-13］。

新建输气管道的投运势必会打破原先的地温场平衡，在大气与地表对流换热和管—土传导换热双重机制下，管基土温度变化是差异性冻胀或融沉的直接诱因。为此，以规划中的阿拉斯加输气管道工程为研究对象，考虑冻土工程地质条件最复杂管段情况，选择不连续多年冻土区费尔班克斯地区作为研究区域。通过建立埋地管道与冻土热传导数值计算模型，探究埋地管道在不同埋深、不同运行温度下管道周围土体的温度场变化过程。试图给出经济合理、技术可行的管道埋深建议和运行温度调控策略，以经济技术合理和环境友好的方式减少新建管道运行对管周土的热扰动，有效保障管道安全、平稳运营。

1 模型建立

1.1 基本假设及计算区域

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；假定管道外壁温度等同于管道输送介质温度，所指管道温度即代表管道输送介质温度。选取不连续多年冻土区费尔班克斯地区典型地质断面，根据相对应的外界环境气温条件，建立有限元模型。管道外径1 067 mm，模型计算宽度取研究区域的一半为15 m，除地表积雪，地表下深度为15 m（见图1）。上边界处、下边界处、管道内壁处取第一类边界条件，左右边界取第二类边界条件。根据该管道工程地质勘察资料，地表下泥炭土层、粉质黏土层、砂土层的厚度分别为2 m、3 m和10 m。结合研究区域气候和工程地质条件，经模拟和现场验证，预先确定多年冻土上限为1.64 m。根据管道埋设位置与活动层的相对关系，选取浅埋、中埋、深埋3种埋深方式进行评估（见图2）。其中，浅埋方式是管道完全位于活动层内；中埋方式是管道上半部位于活动层，下半部位于多年冻土层；深埋方式是管道完全位于多年冻土层内。3种方式管顶埋深分别为0.38 m、1.11 m和1.64 m。

图1 不连续多年冻土区埋地天然气管道横断面附近计算区域

图2 基于管道与活动层相对位置关系的3种埋深方式

1.2 数学模型

管周土横断面内温度场分布可用如下微分控制方程描述，该方程考虑了冰水相变，认为未冻水含量仅是温度的函数［14］。

式中：T——土壤温度，℃；t——时间，h；x,y——二维直角坐标系x轴和y轴的空间变量，m；C、C*——土体构造比热容、土体实际比热容，J/（m3·K）；λ——土体导热系数，W/（m·K）；ρ——土体密度，kg/m3；L——含水岩土的相变潜热，J/m3；ωi——土中含冰量，%，可表示为ω-ωu，ω、ωu分别为土中总含水量和未冻水含量。

由于土体冻结、融化状态下的比热容、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[Tm±ΔT]，构造比热容及导热系数表达式为：

式中：Cf、Cu——分别为土体冻结状态、融化状态下的比热容，J/（m3·K）；λf、λu——分别为土体冻结状态、融化状态下的导热系数，W（/m·K）；Csu、Csf、Cw、Ci——分别为融土骨架、冻土骨架、水和冰的比热容，J/（m3·K）；T0和Tf——分别为初始含水量为ω0、ωu时对应的冻结温度，℃。

根据研究区域费尔班克斯地区地质条件，土体各层热物理参数详见表1［15-16］。

表1 土层和雪层物理性质

1.3 边界条件与初始条件

1.3.1 顶部温度

顶部边界条件取大气与天然地表间的对流换热条件，全球变暖升温速率取0.033 ℃/a［17］，对流换热系数取 18 W/（m2·K）［18］。

本文所研究的数值计算模型考虑了降雪影响，积雪的导热系数和比热容计算采用与密度值相关的经验公式［15］；同时，在模型中设定积雪与时间的函数关系，见图 3和公式（10），积雪覆盖时间段从10月1日至次年5月1日，最大积雪厚度为0.53 m，出现在 3 月［15,19］。

图3 不连续多年冻土区Fairbanks地区不同月份地表积雪厚度变化

环境气温数据来自阿拉斯加海洋观测系统开放数据（AOOS）不连续多年冻土区 Tanana站点，该站点与研究区域距离约为 10 km。按照正弦函数的形式定义环境温度变化规律，见公式（11），拟合气温曲线见图4。

图4 不连续多年冻土区Tanana站点实测气温及其拟合曲线

式（10）和式（11）中：D—地表积雪厚度，m；d—天数；Tair—大气环境温度，℃。

1.3.2 底部温度

地表下15 m深度以下地温梯度较为稳定，模型下边界处热流密度取为0.063 W/m2［15］。

1.3.3 管道温度

通过在压气站内设置空冷器和换热器，可以调控出站气流温度。对于压气站出站温度，以研究区域年平均地温-1 ℃为基准，考虑了3种典型工况：①恒定温度 5 ℃；②恒定温度-1 ℃；③正负温交替循环温度，冷季时段（10月至次年3月）-9 ℃，暖季时段（4月至9月）7 ℃，全年平均温度-1 ℃。对于压气站进站温度，只考虑了一种典型工况：恒定温度-5 ℃，该温度由上游压气站出站温度、管道敷设处冻土温度、管道自身焦耳—汤姆逊效应计算得到。管壁处为对流换热边界条件，对流换热系数取 400 W/（m2·K）［20］。

1.3.4 零通量温度

管道计算区域通过取半化简，且计算区域相对较大，可认为模型截面两侧为零通量边界。

1.3.5 初始温度场

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［21］。

1.4 计算模型验证

对不受管道运行影响的天然场地进行初始地温计算，夏季最高地温曲线及冬季最低地温曲线见图5。分析得到该区域活动层厚度为1.64 m，年平均地温为-1 ℃，与阿拉斯加不连续多年冻土区费尔班克斯地区土体参数相近［17,22-23］。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。

图5 不连续多年冻土区费尔班克斯地区夏季最高地温曲线及冬季最低地温曲线计算结果

2 计算结果

2.1 出站气温5 ℃

由于管道运行温度 5 ℃与管道敷设处年平均地温-1 ℃差异较大，无论选择哪种埋深方式，高温气流均会对周围土体产生影响，管周土处于正温状态，管底下部融化深度不断加深。

图6展示了在3种管道埋深方式下第1年、第5年、第10年、第20年和第30年融化圈分布情况。可以看到，在竖直方向上，浅埋、中埋、深埋方式下第30年融化深度分别达到4.2 m、5.5 m和6.5 m；水平方向上，融化圈分别延伸至3.0 m、3.9 m和4.3 m，可见管底下部融化范围随着埋深的增加而增大。

图6 3种管道埋深方式下不同时间对应的融化圈分布

对于未扰动土，季节融化层的冻结有两个方向：一是自地表往下，二是自多年冻土上限往上，具有冬季双向冻结的特征。而在周期性大气循环温度和正温管输气流双重作用下，地表附近冬季冻结深度（回冻范围）受不同管道埋深方式影响较大。浅埋、中埋、深埋方式下的地表附近第30年冻结深度分别为0.33 m、0.95 m和1.38 m。这是因为正温管道对地表季节性变化热量向下传递具有阻碍作用，在管道持续对管周的放热作用下，冻结只有一个方向，即冻结锋面自地表向下移动，只停留在管顶上方附近。管道埋设越浅对地表附近冻结深度的影响越大。

2.2 出站气温-1 ℃

当管道运行温度为恒定的-1 ℃，由于该温度与管周土温度相近，管道的运行对管周土并没有造成较大影响。通过对比A点（管底0.2 m处）温度变化来评估不同管道埋深情形的影响，3种管道埋深方式下观测点A的温度变化情况见图7。

图7 3种管道埋深方式下观测点A的温度变化

由图 7可以看到，在不同管道埋深方式下，A点温度在1年后均变化至接近-1 ℃，管基土一直处于冻结状态。不同于5 ℃工况，管底下部没有出现长期的融化现象。在浅埋、中埋、深埋方式下，人为多年冻土上限分别抬升至0.38 m、1.09 m和1.55 m，相比天然场地，分别抬升了1.26 m、0.55 m和0.09 m。说明冷输管道的运行，不仅避免了管道周边融化圈的发展，还有效抬升了人为多年冻土上限。冷输管道起到一个人工冻结作用，形成多年冻土层，并逐年加厚。管道埋设越浅，对人为冻土上限的影响越大。

2.3 出站正负交替循环气温

按照管道在冷季时段运行温度-9 ℃、暖季时段7 ℃、全年平均温度-1 ℃对不同管道埋深情形下的管土热传导作用进行分析。管底下方6个观测点的位置及温度变化情况如图8所示。

图8 3种管道埋深方式下管底下方观测点温度变化

由图 8可以看出，当运行温度由-9 ℃向 7 ℃转变，距离管道较近的 T1—T3观测点温度变化明显，温度呈现先下降、后升高的循环变化规律；而距离管道最远的 T6观测点温度变化在 1.5 ℃区间范围内。浅埋、中埋、深埋3种埋深方式均呈现相同的变化规律。

经模拟发现，管道运行5年后温度场基本达到稳定状态。图9展示了管道运行5年周期内不同埋深方式下季节融化深度变化情况，其中灰色填充代表实际管道位置。

图9 3种管道埋深方式下管道运行5年内管道截面竖向中心线季节融化深度变化

在外界大气循环温度和管道气流正负交替循环温度双重作用下，不同埋深方式对应的季节融化深度不同。由图9可以看出，浅埋、中埋、深埋方式下季节融化深度分别达到2.1 m、3.2 m和3.7 m，总体规律是管道埋设越深，季节融化深度越大。相比管道以恒定温度-1 ℃运行工况，循环温度工况进一步加大了不同埋深方式下的季节融化深度，分别加深了1.72 m、2.11 m和2.15 m。但需要注意的是，以上结论与人为调控的管道在不同季节的运行温度密切相关，管道埋设深度和运行温度两个影响因素需要统筹考虑。

2.4 进站气温-5 ℃

由于输气管道自身的焦耳—汤姆逊效应，压气站进站处附近管道运行温度容易出现低于地温的低温工况。对于该工况，选取管道运行温度为-5 ℃进行评估。图 10展示了 3种埋深方式下管道运行 1年后冬季时期的管道截面附近温度场分布情况。由于冷输管道的运行，管道周围土体的热量不断被吸收，管道周围不会出现融化现象，管底下0.5 m范围内土体温度为-4 ℃左右，管基土保持在冻结状态。可以看到，管顶上方等温线分布较密集，地表温度可达-29 ℃左右，管底下方等温线分布较稀疏。由于当管道运行温度为-5 ℃时，冷输管道对周围土体的吸热强度要大于-1 ℃运行温度工况，管底下方0 ℃等温线的包络范围已超出了模型计算区域深度（15 m）。为说明不同埋深情形下冷输管道对管周土的冷却效果，图11展示了3种埋深方式下管道运行第30年-2 ℃等温线的分布情况，可以看到深埋方式下-2 ℃等温线距离管底的距离几乎是浅埋方式的3倍；水平方向上，深埋方式的影响范围也较大。说明管道埋设越深，相比大气环境温度，管道运行温度对管周土的影响占主导地位，从温度场变化的角度看，加快了管道周围冻结圈的发展。

图10 3种管道埋深方式下管道运行1年后冬季管道截面附近温度场分布

图11 3种管道埋深方式下管道运行30年后管道截面附近-2 ℃等温线分布

3 讨论

在周期性大气环境温度影响下，研究区域地表未扰动土将经历冻融循环，计算活动层厚度为1.64 m，年平均地温为-1 ℃。新建输气管道的投运势必会打破原先的地温场平衡。不同埋深、不同管道运行温度下管周温度场的数值计算结果表明：

（1）当管道以 5 ℃运行时，管道下方融化深度主要受管道运行温度的影响，管基土一直处于正温状态且融化持续进行，管道深埋对融化圈的发展具有促进作用。浅埋、中埋、深埋 3种方式下 30年后融化深度分别达到4.2 m、5.5 m和6.5 m。另外，正温管道持续对管周的放热作用影响了管道上覆土冬季回冻范围，相较于天然场地，3种埋深方式下回冻范围分别减少至0.33 m、0.95 m和1.38 m，管道埋设越浅，对地表附近回冻范围的影响越大。

（2）在-1 ℃管道运行温度工况下，3种埋深方式的管基土均处于冻结状态，没有出现长期融化现象，在冷输管道对管周土的吸热作用下，融化锋面自地表向下移动，只能到达管顶上方附近，30年后人为冻土上限分别抬升至0.38 m、1.09 m和1.55 m，无论哪种埋设方式，管道均处于多年冻土范围内，管道埋设越浅，对多年人为冻土上限的影响越大。

（3）在冷季-9 ℃、暖季7 ℃的交替循环温度运行工况下，浅埋、中埋、深埋方式下季节融化深度分别达到2.1 m、3.2 m和3.7 m，相比恒定-1 ℃工况，分别加深了1.72 m、2.11 m和2.15 m；相比恒定5 ℃工况，分别减少了2.1 m、2.3 m和2.8 m。但无论哪种埋设方式，管道均处于活动层范围内，意味着管道将经历季节性冻融循环，这不利于管道结构稳定性。

若管道能够采取浅埋的敷设方式，可以大幅减少管沟土石方挖方、填方等施工工程量、降低工程投资。本文研究发现，管道采取浅埋敷设方式的条件是要配套做好管道运行温度的调控，通过合适的温度调控可以人为构建对管道本体及周边冻土均有利的冻土环境。通过转变管基土温度状态，保证管基土一直处于冻结状态，在保证管道结构安全的同时，避免了管道运行对周边环境的破坏。然而，过高的运行温度将引起管底下方融化深度不断增加，从而引发融沉风险；过低的运行温度对土体的制冷作用更大，容易扩大冻结范围，引起冻胀，且浪费压气站温度调控所需的能量；正负交替循环运行温度不仅增加了温度调控的操作复杂程度，还使得管道始终处于活动层范围内，不利于管道长期运营的热稳定性。

温度场数值计算结果表明，理想的管道运行温度应接近管道敷设处年平均地温-1 ℃。然而，在管道运行过程中，管道和周围土体持续换热，管道气流温度沿轴向不断变化［24］，沿线各点温度无法做到精准调控，同时调控需要一定的时间。现有的技术手段只能在管道沿线少数节点处如压气站、独立换热站等通过增设气流冷却设备达到气流温度调控的目的，且只能调控出站温度。建议利用天然气管道自身的焦耳—汤姆逊效应，即随着输送压力的降低，输送温度不断下降，降温效果取决于气体组分，贫气相比富气（密相）具有更好的降温效果［25］。若能通过压气站的冷却设备将气流温度调控至接近或略低于-1 ℃再出站，在输送过程中，由于焦耳—汤姆逊作用以及管道与周围低温冻土持续进行的换热作用，该压气站出站至下游站场之间的管段全线气流温度均可以控制在-1 ℃以下，从根本上避免了冷输管道的管基冻土融沉问题。

根据模拟结果，由于输气管道管径较大（1 067 mm），冷输管道对周围土体的影响要远强于外界大气环境温度。冷输管道对周围冻土的冷却效果明显，管道下方土体一直处于负温状态［26］，活动层厚度明显减小。冷输管道起到一个人工冻结作用，形成多年冻土层，并逐年加厚。管道埋设越浅，对人为多年冻土上限的影响越大。

除了管道运行温度，大气与地表换热强度也是影响管道周围温度场的重要因素。本文计算模型顶部边界条件选取了一个恒定的对流换热系数进行了简化处理，可能与实际情况有差异。若管沟开挖、回填后，地表进行植被恢复，能够改变地-气界面水热交换条件，减小地表吸热，降低地表温度，有利于保护多年冻土［27］。如，监测发现沼泽草甸地区较稀疏草皮地区平均地表温度低2.4 ℃［28］。若地表下沉，融水容易聚集在管沟内，这种管沟积水将加速管道周围冻土进一步融化，加剧管道的融沉变形。加拿大罗曼井管道年平均运行温度在 2～6 ℃之间，在地表施工扰动、管道路权范围内植被清除、管沟积水、管道加热输送、气候转暖等多因素影响下，沿线冻土持续融化。典型点监测资料显示，管沟位置地表融化沉降大于2 m［29］。由于现场实际情况的复杂性和不可预测性，无论在设计阶段作了再周密的考虑，冻胀和融沉灾害可能依然无法避免。因此，有必要在管道沿线的高风险地段，如融沉区、冻胀区、过渡段等建立长期监测体系，在灾害发展初期就采取工程措施以减小或消除隐患。利用监测系统密切监控管道周围多年冻土融化过程、含水率变化、冻结圈、融化圈大小和发展速度、管道变形、介质温度变化、融沉、冻胀、管道内外破坏、生态环境、水土环境、森林和苔原火险等。现场对比监测研究管道工程与环境如气温、植被类型、雪盖、含冰量等之间的动态关系［30］。

对于压气站进站管段的-5 ℃低温工况，无论选择哪种埋深方式，管道周围都将形成冻结圈，且管道深埋将加速冻结圈的发展。根据 Konrad 和Morgenstern提出的分凝势理论［31］，通过加大管道埋设深度可以提高管道覆盖层压力以减少冻胀，理论上成立，但需要加大的管道埋深过深，往往不合实际。调节管道运行温度和改变管道埋设深度等措施均不适用于压气站进站管段的这种工况，可以考虑通过借助外部措施来降低管周土热消除速率，可行的措施包括：①管道隔热，如保温层包裹在管道周围，用来减少管土换热强度；②板式隔热层，如保温板敷设在管道下方，在减少管土换热强度的同时，改变热传递方向；③电加热线，埋设在管道附近，提供新的热源，以期抵消冷输管道对周围土体的热量吸收，达到一个新的热平衡。

4 结论

正温管道加剧了冻土退化过程，管底下方融化深度主要受管道运行温度的影响，管道深埋方式对融化圈的发展具有促进作用。管顶上覆土冬季冻结深度（回冻范围）主要受管道埋深的影响，管道浅埋方式的影响最大。冷输管道不仅可以避免管道周边形成融化圈，还能有效抬升人为多年冻土上限，使得管基土一直处于冻结稳定状态。管道浅埋方式对人为冻土上限的影响最大。

可以通过调控管道运行温度来人为构建对管道本体及周边冻土均有利的冻土环境，使得管道浅埋敷设成为可能，这将减少施工作业工程量、降低工程投资，经济效益显著。管道结构稳定性取决于管基土热稳定性，但单从管道周围温度场分析来判断管道的结构安全状态必然存在局限性。下步重点工作是根据温度场计算结果，准确计算出管基土冻胀或融沉位移，再通过建立管-土相互力学作用数值模型进行管道强度校核。