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在“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标下，我国将进一步推进以煤炭为主的能源结构调整，构建以风电、太阳能发电等新能源为主体的清洁低碳安全高效的能源体系，燃煤发电机组将逐渐从处于基础地位和起到支撑作用的主体电源转变为基荷电源与调节电源并重，并且起到基础支撑和安全兜底作用，同时实现清洁高效先进节能，而燃煤锅炉烟气余热深度利用是节能降碳、减排降污、提质增效的重要措施。介绍了我国燃煤锅炉烟气余热利用的三个主要阶段及其主要技术特点，分析了无低压（小于背压排汽压力）低真空回热系统的背压机组与具有多级完善回热系统的抽凝机组、纯凝机组在烟气余热深度回收利用中的区别。以拥有2台背压机组的某燃煤热电厂为例，介绍了其中两台循环流化床锅炉增设低低温省煤器的设计选型、运行实践与优化改进，根据能量平衡、质量平衡和等效焓降原理，从锅炉烟气余热回收经验公式中推导出符合生产需要的经济技术指标简化计算公式，5年多的生产运行实践证明这些简化计算公式与常用经验公式得出的经济技术指标基本一致，可以用来指导运行操作。该热电厂两台循环流化床锅炉增设低低温省煤器后，在锅炉100%BMCR和80%BMCR负荷工况下可分别回收锅炉烟气热量6 100.5 kW、4 381.4 kW；而这些热量可用于加热低温的除盐补充水，可排挤替代9 519.6 kg/h、6 837.0 kg/h较高品质的背压排汽。若所有运行锅炉已在BMCR工况运行或者背压机组已在满负荷工况运行仍无法满足热用户需求时，这些排汽可用以对外增加供热，在锅炉100%BMCR和80%BMCR负荷工况下可分别增加供热蒸汽质量流量9 888.6 kg/h、7 102.0 kg/h，同时减少脱硫系统水耗量9 204.4 kg/h、6 610.6 kg/h，燃料综合热效率分别提高1.85百分点、1.66百分点；按年运行5 000 h计算，在扣除辅机功率增加电费和维修检查清洗费用后，每年可增加不含税收入890.9万元，静态投资回收期不到1年；同时，每年可分别减少SO2排放量2 158.9 t、NOx排放量2 251.3 t、粉尘排放量438.7 t、CO2排放量57 613.4 t，减少碳排放量15 712.7 t，节能减排降碳效果明显。若该热电厂运行背压机组能够随时满足工业园区所有热用户需求，回收烟气余热可减少锅炉主蒸汽产出，在锅炉100%BMCR和80%BMCR负荷工况下可分别节约煤炭量（设计煤种）1 139.4 kg/h、829.4 kg/h，燃料综合热效率提高2.63百分点、2.35百分点；每年可节省支出203.7万元，SO2、NOx、粉尘、CO2、碳排放的减少量分别为697.0 t、726.8 t、141.6 t、4 474.4 t、1 220.3 t。若运用背压机驱动电机或者螺杆发电技术等热功联产方式，将除盐补充水从环境温度加热到低低温省煤器进水温度75℃左右所需背压排汽的热量梯级、深度、合理利用，在锅炉100%BMCR和80%BMCR负荷工况下可分别通过热功联产装置增加发电功率1 631.3 kW、1 186.1 kW的同时，增加供热蒸汽质量流量6 243.0 kg/h、4 462.2 kg/h或者节约煤炭量（设计煤种）719.4 kg/h、521.1 kg/h，燃料综合热效率提高1.39百分点以上，每年可增加收入791.4万元或者节省支出358.4万元；同时，每年可分别减少SO2排放量2 553.6 t、1 632.4 t，减少NOx排放量2 662.9 t、1 702.2 t，减少粉尘排放量518.9 t、2 374.4 t，减少CO2排放量41 653.3 t、8 166.6 t，减少碳排放量11 360.0 t、2 227.3 t，节能降耗减碳效果更加明显，经济效益、生态效益和社会效益更加显著。该热电厂5年多的运行实践证明，增加供热与节省煤炭是交融进行的，实际增收节支在两者之间。同时，根据现场实际对低低温省煤器运行中存在的腐蚀、磨损、积灰等问题进行不断完善改进，该热电厂考虑到不同锅炉负荷工况选择合理的烟气速度，优化了低低温省煤器换热管结构，提出并实施了控制低低温省煤器的进水温度、出口烟气温度以及增加自动控制与保护逻辑回路，在低低温省煤器上部设置一排防磨假管并在前三排换热管上设置防磨瓦，取得了良好的效果，为燃煤背压机组烟气余热深度回收利用的优化设计、改进完善提供切实的借鉴参考和实践佐证。