(1)飞灰/底渣含碳量  图8-122所示为135MW级循环流化床锅炉的历年飞灰及底渣含碳量变化曲线。
   由图可见，循环流化床锅炉的飞灰及底渣含碳量均逐年下降。日前有些电厂，如开封电厂，其飞灰含碳量已降到＜2%，这表明其燃烧效率已和普通煤粉炉的相当。
 (2)排烟温度  图8-123所示为循环流化床锅炉的历年排烟温度与设计值的比较。由图可见，其实际排烟温度均高于设计值。其原因之一为尾部受热面积灰，原因之二为其一次风压高，因而风机出口空气温度就要比环境温度高20℃左右，这必然减少了尾部受热面的温压，使排烟温度升高。在先前设计时未考虑这一因素。根据循环流化床锅炉炉内脱硫，其烟气含硫量小于煤粉炉的特点，有利于减轻低温腐蚀。所以设计时可采取较低的排烟温度。
 (3)点火/助燃用油量  图8-124为每台锅炉每年的点火/助燃用油量的逐年变化曲线。


由图8-124可见，循环流化床锅炉的点火/助燃耗油量自2004～2006年下降了50%。其原因之一是运行水平提高，使点火耗油量不断降低；原因之二为连续运行时间的逐年增大，降低了点火次数及耗油量。循环流化床锅炉点火时要加热大量床料，因而点火耗油量大于普通煤粉炉，但由于床料的大量储热，可不需助燃用油，而在30%额定负荷下稳定运行，其总耗油量低于煤粉锅炉。
(4)厂用电率  图8-125示有采用135MW级循环流化床锅炉机组电厂的厂用电率逐年变化曲线。
 在循环流化床锅炉中，由于布风系统、床料及旋风分离器等的阻力较大，必须采用压头较高的风机，因而其厂用电率一般高于煤粉锅炉。此外，在设计时为了保证有足够的风压以保证锅炉的正常流化和运行，常将风压进一步放大，选用压头更高的风机，这样更导致厂用电率的增高。
 厂用电率高低还和锅炉负荷率的大小有关。负荷率高，则厂用电率低，反之亦然。图8-126所示为2004～2006年间的135MW机组的负荷率变化曲线。

 由图8-125可见，135MW纯凝机组的厂用电率平均值大于9%，比常规煤粉锅炉的厂用电率平均值(7.56%)高。
  在2004～2005年间，135MW机组的厂用电率下降较多，这是由于其负荷率提高、设计时风压余量取得较小以及锅炉技术改进的综合结果所致。
  在2005～2006年期间，厂用电率有所增高，这主要是锅炉负荷率降低所致。锅炉负荷率降低，会导致风机电耗相对增加。
  在图8-125中，供热机组的厂用电率高于纯凝机组。这是由于供热后一方面减少了发电量，另一方面又增加了供热电耗的原因造成的。
  如果负荷率较高且通过技术改进，循环流化床锅炉的厂用电率是可以达到与煤粉锅炉厂用电率相同的水平，135MW机组的负荷率变化曲线如图8 126所示。据统计，广东新会双水电厂的纯凝机组由于负荷率较高及改进了二次风系统，使得厂用电率降低到7.79%。华盛江泉热电厂由于负荷率长期稳定在95%以上，其厂用电率只有7.59%。
   (5)供电煤耗  135MW循环流化床锅炉机组的供电煤耗的逐年变化曲线示于图8-127。
 由图可见，循环流化床锅炉发电机组的供电煤耗总体较高。供热机组由于扣除了供热部分的耗煤量，所以其供电煤耗低于纯凝机组。

   2005年煤耗较低以及2006年煤耗增高主要是由于负荷率的变化所致，负荷率高则煤耗低。
  据统计，2006年供电煤耗最低的纯凝循环流化床锅炉发电机组为神火电厂机组，其煤耗为369g/(kW·h)，煤耗最低的供热机组为济宁电厂机组，其煤耗为358.79/g(kW·h)。这样的煤耗水平已和常规煤粉锅炉相差不多。因此，如负荷率高且稳定，再加上技术改进，循环流化床锅炉的煤耗是可以提高到常规煤粉锅炉的水平。
  (6)和的排放浓度  循环流化床锅炉的烟尘排放浓度，由于大多采用了布袋尘器和电除尘器，大致与煤粉锅炉的相近，可满足国家排放标准。
  循环流化床锅炉由于其燃烧温度较低且采用了炉内脱硫技术，其排放浓度和排放浓度均可满足国家排放标准(见图8-128)。
   循环流化床锅炉的脱硫效率很高，很多机组可以达到95 0 0，因而有利于燃用高硫燃料。
  (7)灰渣利用率循环流化床锅炉的灰渣一般用作建筑材料，如制造水泥和结构填充材料等。其灰渣利用率呈现逐年升高的趋势，见图8-129，在2006年，灰渣利用率已达94%以上。
 从已投入运行的300MW循环流化床锅炉机组的运行情况分析，锅炉效率均可达到92%左右，比135MW循环流化床锅炉机组的高，脱硫效率在摩尔比低于1.8时，可达到94%，排放浓度可低于80mg/m³。但其厂用电率比煤粉锅炉高3%左右。比采用湿法烟气脱硫的煤粉锅炉高2%。