Два (три) вопроса:
1. Действительно ли можно не заказывать отдельный терминал "управляемой коммутации", если уже есть терминал защиты и управления в 19-ти дюймовом корпусе (просто вставляется (взамен чего?) плата в слот)? Или это только для новых заказов? Или это просто функция в "софте", как, например в Siprotec5? Тогда зачем "большой" корпус?
2. Действительно ли, например отключение от УРОВ идет (или может идти) через эту "пипилацу"? 
3. Что делать (делается) с "мгновенными" функциями ускорения при включении, так как создается на какое-то время несимметричный режим (разновременность включения полюсов выключателя?

Тут надо смотреть уставки.... Функция SOTF (Switch On To Fault) "работает" по мгновенным величинам. У Сименс время работы порядка 3мс. Да еще время включения фаз может "плыть"...

По п.1: решается в индивидуальном порядке в зависимости от того что стоит на объекте (функция в терминале ЭКРА 24Х, а не БЭ2704). Иностранные вендеры [на сколько известно] преимущественно терминалы эти ставили в шкафчиках управления приводами на ОРУ...
По п.2: это не так. Отключение от УРОВ и устройств РЗ должно действовать в обход устройства управляемой коммутации (так у всех).
По п.3: устройство обеспечивает управляемое включение всех трех фаз выключателя в течение одного периода (<20 мс). При управляемом включении необходимо исключать действие на ускорение защит, которые могут сработать за время меньше указанного.

P.S.: В первое сообщение добавлена ссылка на видеодоклад по принципам функционирования устройства управляемой коммутации.

Функция выполнена на базе устройства управления присоединением (/контроллера присоединения) включающегося в себя:
- АУВ трехфазная и пофазная, с защитой от непереключения фаз (ЗНФ), защитой от неполнофазного режима (ЗНФР) и защитой электромагнитов управления от длительного протекания тока;
- ТАПВ и ОАПВ;
- контроль синхронизма (ожидание или улавливание);
- УРОВ;
- АРКТ, АВР;
- измерение электрических параметров переменного тока, силы постоянного тока и напряжения;
- сбор и обработка дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования, обмен данными со средним и верхним уровнями АСУ ТП;
- оперативная блокировка управления коммутационными аппаратами;
- управление коммутационными аппаратами (КА), РПН и др. аппаратами присоединения как в дистанционном, так и в местном режиме;
- расчет коммутационного ресурса выключателя в соответствии с требованиями ГОСТ;
- расчет механического ресурса коммутационных аппаратов (количества операций включения и отключения);
- и т.д.

Так вот дополнительной функцией ко всему сказанному выше стала управляемая коммутация.

Познакомились и есть вопросы.
На 1`38" господин профессор говорит, что с этим устройством можно сократить затраты на ремонт выключателя и силового оборудования. Другими словами, если я купил это устройство, а ваша фирма его наладила, например на присоединении силового трансформатора, то насколько у меня увеличится межремонтный интервал этого трансформатора, при 12 летнем периоде проведения ремонтов?  Про выключатели если приведете примеры, то интересно будет почитать. Крупные производители выключателей сегодня первый средний ремонт предлагают провести примерно лет черед 20 после ввода в эксплуатацию, либо при частой коммутации по достижении каких-то значений либо при превышении количества установленных отключений номинального тока отключения. Так вот в чем помощь это го устройства выключателю, при первом среднем ремонте через 20 лет?

НА 9`56" рассказывают, что устройство отключает выключатель при каком-то остаточном магнитном потоке в магнитопроводе, при котором подавать напряжение на трансформатор потом, скажем так оптимально. Вопрос такой, каким образом это устройство коммутации узнает, какой остаточный магнитный поток в трансформаторе? Это очень актуально для тех трансформаторов, у которых, например меняли обмотки. А еще актуальнее, для тех трансформаторов, которые работают в сети с эффективно-заземленной нейтралью, и у которых нормально нейтраль НЕ заземлена - поставив ваше устройство, получается нейтраль перед подачей и снятием напряжения с трансформатора можно не заземлять, т.к. перенапряжения будут неопасные, если они вообще будут. Или что не так я тут спросил?

Если говорить про БСК 6-10кВ, а также 110 кВ, которые также часто коммутируются, то в них чаще банки повреждаются, чем выключатели. Что повреждались выключатели не вспомню даже, но у меня не такая большая статистика, может и повреждаются.
А вот, когда речь заходит о шунитрующих реакторах 500 кВ или дугогасящих реакторах 6-10 кВ, которые подключены через трансформатор заземления нейтрали , который коммутируется выключателем, то в этих случаях повреждения выключателей имеют место и они не такие редкие.
Вообще для сети 6-10 кВ, с изолированной нейтралью, где четко регламентируется действия с дугогасящими реакторами, но объектов, где они реализованы в части отключений практически нет, было бы неплохо иметь устройство отключающее некоторые выключатели когда надо.