Ещё раз...
Вся сеть - это сеть из кабелей 35 кВ, а там за эти годы было столько разных КЗ, но ни одна защита ни одного Тр ни разу не срабатывала. После её срабатывания была проверена, нареканий не возникло!
Генераторы газомоторной станции работали на сеть и держали всю её нагрузку, а включали генератор на ТЭЦ, была неудачная синхронизация и даже был практически один проворот. НО сработала ДЗТ именно на газомоторке! То есть на лицо колебания во всей сети были, были разные частоты....
Хорошо, какие другие вразумительные причины, кроме тех что уже высказали...

Вопрос, совершенно не глупый, т.к. сама по себе автоматика одна из самых сложны из всех существующих автоматик противоаварийного управления ЭС и до сего времени не то, что нет адекватного описания и понимания этой теории, сколько сложность этого электромеханического переходного процесса ставит жёсткие рамки для принципов его селективных выявления и ликвидации, которые принимаются определёнными специалистами имеющими свой специфический взгляд на эту проблему, а от сюда как раз и появляются и противоречия и непонятности!
Так, что ТОЭ не поможет и по этой автоматике вообще сложно задать глупый вопрос.
Асинхронный режим как различие частот у источников или наличие скольжения в ЭС как такового,  начинает исследоваться сразу как только появилось это явление и для надёжности по как можно большим факторам - поведению режимных параметров и их различных сочетаний, т.е. используется так называемый метод транспозиции - разъединение сложной задачи на частные. Так и тут - число полных циклов считается по смене знака активной мощности, а это один из главных критериев наличия именно АР, а не СК  - последовательной смены знака "+Р, -Р? +Р" или "-P, +P, -P" (имеется в виду последовательно "исходно P - 1-е сост.P - 2-е сост.P), на момент появления 2-го сост. делается вывод о наличии АР. Контроль времени длительности АР может выполняться по факту псевдогармонических колебаний любого из режимных параметров: тока, напряжения, сопротивления, мощности и т.д, но это колебание должно быть, поэтому фиксация времени периода АР от каждой смены знака активной мощности не является надёжным - может быть, а может и нет...
Фиксация числа циклов АР необходима, для селективной работы АЛАР разных напряжений, например на ВЛ 500 кВ она должна срабатывать сразу, а чем ниже напряжение ВЛ, тем через большее число циклов. Главное для контроля периода АР, является то, что при определённом его значении возможна ресинхронизация (при этом смена знака акт.мощн. может быть), т.е. после некоторых колебаний (циклов СК) или даже нескольких проворотов (1-2) происходить втягивание в синхронизм, т.е. восстановление параллельной работы в ЭС. Или наоборот если период менее какого-то, то ресинхронизация уже не возможна в принципе, т.к. идёт развитие АР. (Не нужно брать рассмотрение сложного АР  для сечения ЭС, можно взять АЛАР для мощного синхронного двигателя, всё проще и по минимуму ...)
Другое дело в том, что по велению СО недопустимо более одного проворота и нужно отделять ЭС на части, ресинхронизация запрещена в принципе как явление в ЭС!
Теория-теорией, ТОЭ-ТОЭ ... советую почитать СТО 59012820.29.020.008-2015,
но так и же  желательно изучить Гоник Я.Е. Автоматика ликвидации асинхронного режима
конечно если будет желание и время  - современная теория Глускин И.З. Противоаварийная автоматика в энергосистемах.

речь шла о случае в т.86 - частный случай, просто другого объяснения ложной работы ДЗТ нет (вообще ни где в сети не было КЗ в принципе, и уж тем более в самом трансформаторе!) и насыщение здесь не может являться первопричиной, хотя увеличение тока в 2  раза могло вызвать насыщение ТТ.

нужно уточнить!
Это нормальная ТЭЦ, у которой каждый генератор имеет свой трансформатор, которые присоеденены к общему РУ, а от этого РУ уже отходят ВЛ к разным объектам одной и тойже ЭС, так?

Если так, то ваши сомнения справедливы защиты от АР на генераторах может быть только от потери возбуждения, а сама защита, т.е. АЛАР может быть установлена в сечении и где-то  на отходящих линиях... может даже в сечении боле близком к ЭС, чем к ТЭЦ.
Дело в том, что в такой схеме генераторы находятся за большими сопротивлениями трансформаторов, соеденены в один узел  и имеют сравнимые мощности, поэтому АР от аварийного возмущения для одного генератора относительно других генераторов ТЭЦ практически не возможен.  Далее если действительно мощность ЭС 200 МВт и там нет больше ни какой более крупной генерации, а ТЭЦ 145 МВт, то получается это соизмеримые мощности и АР между ними вполне возможен, причём какой он будет нельзя сказать, т.е. какая из них окажется тормозящейся или разгоняющейся, зависит от текущей на момент аварии схемно-режимной ситуации (где бо'льшая нагрузка, какая из частей была дефицитноу, ремонты генераторов... и пр.).
нужно считать всю ЭС...
Предполагаю, что генератор 25 МВт был первый (старый, может даже подключен через реактор) и на нём была АЛАР, т.к. он был один и естественно мог возникнуть АР между ним и ЭС, но потом ТЭЦ реконструировали и появились ещё 2 по 60 МВт, но на них почему-то забыли, а точнее не проработали этот вопрос на этапе проектрования - схемы выдачи мощности ТЭЦ, а теперь вспомнили ...

ещё вопрос
а какие системы возбуждения?
зависымые или независимые - если зависимые вероятней всего будут нарушения динамической устойчивости, но это всё равно это не значит, что может возникнуть устойчмвый АР, может быть 1-2 проворота и ресинхронизация...
пропорционального или сильного действия?

Выходит АРВ сильного действия и независимые... это хорошо, они более устойчивы ...
однако судя по расстоянию до ЭС всего 20 км наврят ли возможен АР: судите сами относительные спротивления генераторов с трансформаторами и могут составить 0,9...0,1, а сопротивление ВЛ всего 0,1...0,05 ... они всегда будут ресинхронизироваться ... колебания будут, но установка АЛАР не возможна из-за того, что нельзя будет посчитать уставки, т.к. не будет развивающегося и установившегося АР.

А то, что защиты проще, так это вообще не о чём и не беспокойтесь, просто раньше более серьёзней относились к защитам и автоматикам генераторов... например считал реконструкцию старинной ТЭЦ, так на старых генераторах 4 шт. мощностью 12 МВт и РУ были токоограничивающие реакторы, а на новой 22,5 МВт их нет... при этом нарушений ДУ так же не вознокало, а АР возникал где-то в глубине ЭС, т.е. ЭЦК находилс не в ьлиз ТЭЦ, а очень далеко.... 

НО опять же нужно считать ни какой гарантии на 100% за свой ответ не могу нести.