根据已发表文献，大规模风电场并网系统次同步振荡产生机理按照相互作用的对象不同可以分为3种类型，分别是:次同步谐振(SSR)、装置引起的次同步振荡(SSTI)以及次同步控制互作用(SSCI) 。
次同步谐振(SSR)
次同步谐振产生机理如图1所示，在异常运行状态下，串联补偿电路中的补偿电容与风电机组轴系的定子电感之间形成次同步谐振回路，能量以某个或多个次同步振荡频率在风电机组和电网间不断交换，危及风电机组与电网安全稳定运行。根据具体产生机理，次同步谐振主要包含3种类型:感应发电机效应(IGE);扭转互作用(TI);暂态扭矩放大作用(TA) 。
IGE是指在某次同步频率下，风电机组转子的等效电阻表现为负阻值特性，当转子等效负值电阻大于电网系统(输电线路、变压器等)和发电机定子在此频率下等效电阻之和时，整个风电机组并网系统的等值电阻为负值，形成电气回路的自激，并网次同步电流将持续发散振荡。IGE强调的是一种电气回路的谐振现象。风电机组并网系统的IGE现象通常发生在串补度非常高的情形，并且只涉及电气系统的动态过程，与风电机轴系无关。风电并网系统中暂未发生扭转互作用与暂态扭矩放大作用引起的SSO现象。
有文献分析了双馈风电机组(DFIG)并网系统IGE产生的机理与影响因素，得出串补度的增加与风速的减小会诱发IGE产生的结论。指出由于直驱风电机组的背靠背变流器将风力发电机与电网隔离，阻止了电网中的次同步振荡电流与风电机组定子内部绕组的相互作用。因此，直驱风电机组不存在次同步谐振现象。有文献指出双馈型风电机组和鼠笼风电机组的轴系长度较短，转子转动惯量较大，而且存在齿轮箱，这使得这2种类型的风电机组轴系自然扭振频率较低，因此只有当输电线路串补度非常高时才会引发此类型风电场并网系统的次同步振荡。有文献建立了双馈风场并入带串补的交流系统等效模型，通过仿真复现了SSR现象，并利用特征根方法分析其主导因素为风速、风机并网数量以及控制方式，揭示了DFIG次同步谐振的产生机理。考虑输电线路的经济性与可靠性，实际工程中的串补度一般小于70%，电气谐振的自激条件难以实现。因此，在正常情况下，SSR并不是风电机组主要的次同步振荡类型。
如图2所示，当并网系统中的风电场中的风电机组变流器、HVDC或者FACTS装置等控制参数设计与运行方式不合理时，风电机组轴系可能与电力电子设备控制器之间相互作用，引起风电并网系统发生次同步振荡。上述电力电子装置控制器的快速响应能力可能会对风电机组电磁转矩及转速的相位差产生负面影响，当两者之间的相位差大于90度时，风电机组将引入负阻尼效应，诱发系统发生次同步振荡。
目前，由于动态无功补偿装置可以提供紧急无功支撑、提高电压静态稳定性和暂态稳定性以及增加系统输送的容量等优点，被广泛应用于大规模风电并网系统。MMC-HVDC由于其输出电压畸变小、有功无功解藕控制等优势，成为海上风电并网系统的解决方案。但是这些电力电子装置本身的快速响应能力有可能诱发并加剧风电机组发生次同步振荡的风险。
装置引起的次同步振荡主要研究集中在火电机组领域，由于风电在实际工程中尚未遇到此问题，因此研究较少。有文献研究了海上风电场经VSC-HVDC并网的功率振荡问题，提出了对VSC和风机控制器的阻尼控制的一种新型设计准则，同时讨论了鲁棒性与控制延迟、风机机械共振、风场可提供的阻尼以及功率曲线对实际工程阻尼设计的限制。也有文献建立了风电机组与MMC的阻抗模型，发现风电场经HVDC并网系统产生振荡的机理为风电机组变流器与HVDC系统相互作用引起的，并提出一种有源阻尼控制方法有效地降低了振荡发生的风险。
由风电机组控制器与弱交流系统或者串联补偿之间的相互作用引发的次同步振荡称为次同步控制互作用（SSCI），SSCI与风力发电机组的轴系扭振无关，其振荡频率与弱交流系统阻抗、输电线路串补度、风电机组控制器以及系统运行方式相关。有文献指出对于双馈风电机组，当电网中产生次同步电流时，如果双馈型风电机组变流器的输出电压增大发电机转子中感应到的次同步电流，将会加剧电网次同步电流的振荡，从而使DFIG转子侧控制器与串补线路之间形成互激，导致系统发生次同步振荡现象。也有文献通过理论与实际风场测量数据详细分析了风电机组与串补系统相互作用引起的次同步振荡特性，揭示SSCI的产生主要原因是DFIG在次同步频率下具有负阻尼特性，分析结果表明风电机组的振荡频率随着时间、电网运行方式及发电机数量的不同而不断变化。
