最低采购价并不一定意味着最低总成本。变压器可能连续运行多年，带电期间每小时都会产生铁芯相关损耗，带负荷时还会产生随电流变化的损耗。有效比较应综合经核实的损耗值、运行负荷、电价、维护及项目经济评价期。
1. 了解损耗构成
空载损耗
空载损耗 P0 主要来自铁芯励磁。只要变压器带电，即使下游负荷很低也会存在。
P0（kW）× 年带电小时数负载损耗
负载损耗 Pk 按额定电流和规定的基准温度给出，包括绕组 I²R 损耗及附加杂散损耗。负载率为 x 时，可按下式初步估算：
x² × Pk实际损耗还受绕组温度、谐波及保证/试验口径影响。
辅助与谐波损耗
风机、油泵、加热器和控制系统能耗不可忽略时，也应计入。UPS、变频器和整流器产生的非正弦电流会增加绕组及杂散损耗，应提供电流谐波频谱用于热性能校核。
2. 使用负载率平方曲线
仅看平均 kVA 可能产生误导，因为负载损耗近似与电流平方成正比。若一半时间满载、一半时间空载，平均负载为 50%，但负载率平方的平均值为 0.50；恒定 50% 负载时则为 0.25。
年损耗电量 ≈ Σ [P0 + xi²Pk + Paux,i] × hi其中 xi 为该时段的标幺负载，hi 为该时段小时数。有条件时应采用分时计量数据或等效均方根负载系数。
3. 示例比较
| 项目 | 方案 A | 方案 B |
|---|---|---|
| 空载损耗 | 1.00 kW | 0.75 kW |
| 额定电流下的负载损耗 | 8.00 kW | 7.20 kW |
| 价差 | 基准方案 | 溢价 4,000 美元 |
假设两台设备每年带电 8,760 小时，等效均方根负载率为 0.55，辅助能耗相同，电价为 0.12 美元/kWh。
8,760 × [1.00 + (0.55² × 8.00)] ≈ 29,960 kWh/year方案 B8,760 × [0.75 + (0.55² × 7.20)] ≈ 25,650 kWh/year示例差额≈ 4,310 kWh/年 ≈ 517 美元/年；简单溢价回收期 ≈ 4,000 美元 / 517 美元 = 7.7 年以上并非 ALBORGRID 的性能声明，且未计入温度影响、谐波、折现率、电价增长、税费、维护、停运和残值。
4. 建立全生命周期成本模型
设备、运费、关税、土建、电缆、调试和备件费用。
空载损耗、按时段计算的负载损耗及辅助能耗，并计入计划负荷增长。
检查、绝缘油或冷却系统维护、计划停运、关键备件及供电中断风险。
退役、适用时的绝缘油处置、回收及残值。
现值 = 未来成本 /（1 + 折现率）^n应说明电价增长和折现率的处理方法，否则两套模型可能表面可比，实际经济假设却不同。
5. 按运行工况确定损耗重点
长期带电、轻载工况
空载损耗可能占全年损耗电量的主要部分。可评估较低 P0 的方案，包括合适的非晶合金铁芯方案，但必须以实际保证值、价格、声学要求和运行负荷为依据。
持续高负荷工况
电流升高时，负载损耗的影响更大。工业、基础设施和发电项目应按日、季节时段评估，而不是只采用一个假定平均值。
容量选得过大
容量更大的变压器以较低标幺电流运行，但绝对空载损耗和投资可能更高。应综合评估候选容量、负荷增长时点、分期方案、冗余及故障电流水平；不得以全生命周期成本为由选择容量不足的设备。
6. 统一所有比较条件
| 比较基础 | 核对内容 |
|---|---|
| 额定参数 | kVA/MVA 容量、高低压变比、频率及分接位置相同。 |
| 联结方式 | 联结组别和中性点配置相同或与系统兼容。 |
| 结构形式 | 油浸式或干式结构及冷却状态具有可比性。 |
| 阻抗 | 百分阻抗相同或与系统兼容。 |
| 温度 | 负载损耗采用相同基准温度。 |
| 标准 | 试验、保证值和公差口径相同。 |
| 供货范围 | 外壳、附件和辅助冷却配置具有可比性。 |
应确认每个数值属于目录典型值、最大保证值、FAT 实测值还是换算值。商务评估采用经批准报价中的保证值，制造验证采用对应序列号的试验报告。
7. 不要仅凭系列编号计算
当前目录依据所引用的 GB 20052-2024 框架，将部分 10kV S13、S20 和 S22 设计对应到不同损耗性能等级；这一对应关系不能推广至所有市场、电压等级或制造商。
- 明确目的地市场适用的能效要求。
- 要求提供具体额定容量的 P0 和 Pk 保证值。
- 确认适用标准、版本及公差依据。
- 不得把更高系列编号视为符合其他市场法规的证明。
8. 检验各项假设
分别计算低、预期和高负荷情景，并改变电价、带电小时数、负荷增长、折现率、评价期和冷却设备运行时间。若轻微调整假设就会改变采购结论，应明确说明结果敏感，而不应把单一回收期表述为确定值。
比较所需数据
先确认技术兼容性，再用相同运行负荷和财务假设比较各供应商的保证损耗表。