中俄原油管道作为我国战略能源通道之一，从俄罗斯阿穆尔州的斯科沃罗季诺开始，向南穿越了1，030 km的冻土区到达中国黑龙江大庆。其中，中国境内全长约953 km，包括从漠河到加格达奇大约441 km的多年冻土区。该管道于2009-2010年采用“改进的埋设”方式建成。自2011年1月正式投入运营以来，沿线的多年冻土区（尤其是一些冻土含冰量较大区域）管道路权范围内地表发生了显著融沉;有些区域则出现了季节性冻胀丘等次生灾害。管道沿线出现的冻融灾害（尤其是差异性冻融灾害），如果产生的差异性位移量较大，随着时间的增长，可能引起过渡区域的管道不均匀变形的累积，造成管道受损或破坏泄露。　　为了保证中俄原油管道工程（Ⅰ线）的安全稳定运行，同时为中俄原油管道Ⅱ线、中俄天然气管道、格尔木-拉萨油气管道等其它冻土区油气管道工程的设计、施工、运营和维护提供参考和依据，本文立足于中俄原油管道工程（Ⅰ线），在对多年冻土区管道工程冻融灾害形成机理和防治措施国内外研究现状进行调研总结的基础上，结合管道沿线的气候环境、工程地质、管道运营情况等信息，通过现场勘查、现场监测、现场探地雷达探测、有限元数值模拟和离心机试验模拟等手段，对管道沿线多年冻土区管基土冻融灾害的发生发展过程和机理以及相应的防治措施进行了系统研究。　　通过现场勘查发现，在气候因素、局地因素和人为活动等综合影响下，管道沿线多年冻土处于区域性退化状态;低洼的沼泽湿地或高含冰量冻土区域，管基土和管道路权范围内出现了冻胀、融沉、水毁、冻胀丘和冰椎等冻融灾害，其中融沉灾害普遍而显著。　　根据运营油温的现场监测结果，运营油温长年为正温且呈季节性周期波动变化于0.7～20.4℃;经过泵站加压后，油温升温幅度平均高达2.8℃。　　现场监测系统急需补充和完善。已有的地温监测表明，由于管道的热作用，管道附近地温明显高于天然场地地温;管道周围长年存在一定范围的融化圈，下伏深部冻土在管道热作用下的升温速率更快。　　鉴于监测数据的匮乏，因此选用Ekko-100型探地雷达来探测管道周围土体的冻融状态及空间分布等。探测发现，管道周围的融化圈尽管随着油温、地温和气温、含水量和地下水文条件等有季节性变化（融化圈有一定范围的回冻），但是长年存在且总体上一直在扩大(管底融化深度约1.1～4.5 m，从2012年4月到2013年11月增长幅度为0.5～3.7 m)。　　冻融灾害的发展过程包含两个阶段:“融化阶段”和“冻结-融化阶段”。“融化阶段”发生在气温为正温的暖季（一般五月下旬到九月中旬）。在管基土的融化过程中，排水固结导致承载力降低或丧失，管道发生下沉，这一阶段只发生融沉位移。“冻结-融化阶段”发生在气温为低于0℃的冷季（一般为九月下旬到来年五月中旬）。这一阶段，管道承受融沉和冻胀共同作用而发生位移。融化圈回冻时，管道受到来自于管基土底部的法向冻胀力和侧面的切向冻胀力的共同作用，发生冻胀上升位移。　　基于离心机试验监测数据和CT扫描结果，随着管道周围土体融化圈的发展，融沉具有滞后性。当融化深度发展一定程度时（根据离心机试验结果，对于具有“热管+砂袋支撑”的措施管道和无措施管道，这一临界融化深度是分别是管道底部8 mm和18 mm，对应于实际状态约0.6m和1.3 m），融化圈是以管道为中心的轴对称的圆柱形，此时不发生融沉。随着融化深度的继续增加，管道开始发生融沉。冻土中的冰水相变过程会导致管道周围的融化圈上部出现空洞。这个空洞在融化圈和上部冻土之间起到绝热作用，使得融化圈横向发展，而不是继续向地表发展。在斜坡地段，这个空洞会形成地下水通道，从而加速周围冻土融化和侵蚀。随着融化圈的继续发展和上部空洞的持续扩大，上部架空拱形土体结构就会塌落。拱形塌落会造成表面的热空气和融化圈上部直接接触，促进融化圈的进一步横向发展和管道融沉量增大。冻土融化过程中，融土沉降时的有效应力产生的剪切阻力和管道的自重作用，使得管道发生沉降。当冻土融化停止，而且没有回冻发生时，管道还会因为融化圈内融土的压缩固结进一步发生下沉位移。　　在气候变暖和冻土退化背景下，冻融灾害发生发展的原因有:严寒的冬季持续时间很长，季节和昼夜温差大，降水量较充沛;高含冰量冻土和冻融敏感性土广泛存在，地下水源与补给相对丰富且水力通道发达;管道的修建和其具有季节性的正油温运营，破坏了管道沿线多年冻土区的水热平衡;管道沿线频繁的人类活动和缺乏防排水系统、不及时的运营维护等。　　管道沿线冻融灾害的防治措施主要有:恢复和保护植被，减少冻土环境的人为破坏，控制地表径流和修建完善管基和管道系统内的防排水系统，处理和控制地表沉陷，加高和巩固管堤同时保持其大小和用土的协调使得管道尽可能的承受均匀荷载。必要时，可考虑保温、非冻胀敏感性±（融化稳定性）的（超挖）换填、热管（桩）、注浆和通风管等措施。此外，基础设计阶段也可采用选线绕避、超挖换填、保温防腐设计、管材选择和增加壁厚等措施。防治措施的根本原则是变形控制，主要通过控制土体温度、增加地基承载力以及增加管道承受破坏的能力等方式来实现。实际工程中，若单一措施无法达到经济可靠的长期效果时，可考虑采用复合措施。　　探地雷达探测结果证明，管道保温和已安装的热管有效地减少了管道和周围土体的热量交换，管道周围土体融化圈的大小和发展速度相对较小。截止2013年11月，管底融化深度在有保温处距离管底约为1.1～2.1 m，增长率一般小于30％，而无保温处为2.3～4.5 m，增长率一般大于48％;截止2013年11月12日，安装了热管的区域，管底融化深度距离管底约为1.1m，增长率为27％，而附近无热管处约为2.0m和30％。管道运营两年后，保温管道的管底融化深度探测结果为0.8～1.5 m而设计阶段的预测结果却只有0.2 m，安装了热管的约为0.8m而试验预测结果不到0.4 m。可见这两种措施都没有达到设计和预期效果，可能需要重新设计、研究和经济技术合理的选择性布设。　　有限元数值模拟证明，“保温”和“通风管”措施的单独或者联合使用都对管道周围土体融化圈的发展有明显的抑制作用，可以减小管底融化深度和融化速度。通过和现场监测的管底融化深度对比，发现使用“通风管”措施和“管道保温+管底保温”措施，在50年内的管底融化深度都是在安全范围内（模拟50年，“通风管”措施和“管道保温+管底保温”措施管道的管底融化深度距离管底分别为1.0 m和1.5 m左右，均小于目前现场监测的4.5 m的安全深度），可以达到融沉灾害的防治效果。　　离心机模型试验证明了“热管+砂袋支撑”措施可以有效抑制管道周围冻土的融化和减少管道的相对融沉量。同一时间，无措施管道周围土体的温度与其上升速度明显大于措施管道的，管道相对融沉和融化深度之间总体上呈线性关系。“热管+砂袋支撑”措施管道模拟运营20年沉降变形为330 mm，无措施管道为730mm，有措施管道沉降变形是无措施管道变形的45％;有措施管道的融化深度大约为1.6倍的管道直径，是无措施管道的约50％。　　综上所述，通过对中俄原油管道多年冻土区冻融灾害机理及防治对策的研究发现:管道周围长年存在的融化圈，总体上呈增大趋势，但存在一定范围的季节性回冻;管道沿线冻融灾害主要是融沉问题，同时出现了几处规模较大的冻胀丘和冰椎;次生灾害的原因主要是管道的修建和正温运营、水文条件和不合理的人类活动;已有的保温和热管等灾害防治措施没有达到预期效果，需要重新设计和布置;防治措施可以考虑如“热管+砂袋支撑”等复合措施，同时做好排水和管堤维护等。本文的成果主要集中在管道-土体间的热相互作用，对于管土力学作用以及冻融灾害防治措施的效果等问题，需要尽快完善现场监测系统，并利用数值和试验模拟等手段来进行量化的深入研究。