燃煤發電仍是我國現階段最主要發電方式，煤在燃燒過程中會產生大量含有二氧化硫的煙氣并對空氣造成污染，因此必須采用恰當的煙氣脫硫方式。我國大多數燃煤電廠采用石灰石-石膏濕法對煙氣進行脫硫，該法會產生含有高濃度的氯離子、硫酸根離子和重金屬離子的脫硫廢水。
隨著《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》和《火電廠污染防治技術政策》的頒布實施，對燃煤電廠節水與污染物排放提出了更加嚴格的要求，使得脫硫廢水*技術成為研究熱點。水質成分復雜、水質波動性較大是脫硫廢水的主要特征之一。水中含有大量COD及各種鹽分，SO42-、Ca2+、Mg2+、Na+、CI-等元素間相互作用，進一步提升廢水水質改變過程的復雜性。縱觀燃煤電廠的現實生產形式及具體生產內容，不難發現電廠的脫硫廢水中真實的含鹽量整體處于較高水平。并且燃煤電廠的電力生產情況也作用于含量的變化過程，大部分情況下，發電量越大，那么脫硫廢水內含鹽量越高。長期以來，石灰石—石膏濕法是國內大部分燃煤電廠處理脫硫廢水的方法。該工藝技術造成懸浮物的總含量達到50000ppm。以上這一問題若長期不被解除，則將會使燃煤電廠電力生產過程中遇到諸多阻力，很難達成可持續發展的宏偉目標。目前國內燃煤電廠脫硫廢水*組合工藝較多，各有優勢，因廠制宜顯得格外的重要，其中歸納后，*工藝主要含以下幾個單元：預處理單元，納濾分鹽的工藝越來越普及，一方面源于納濾的濃水可以考慮返回至前端預處理系統使用，降低藥劑費用；另一方面納濾濃水可以考慮硫酸鈉冷凍結晶，做硫酸鈉副產品；第三，納濾產水可以得到純度較高的氯化鈉溶液，有利于后續工藝的多樣性選擇。預處理單元，盡管工藝相對成熟，但水中硬度較高、鹽分復雜，硬度較難去除，而且含有大量SO42+，如果不能盡可能去除Ca2+、Mg2+，進入濃縮減量單元時容易形成硫酸鈣，形成結垢且難以清洗，使膜*廢棄。固化單元，目前電廠應用最多的工藝應該是MVR、煙道蒸發。其中MVR工藝相對成熟，在*系統中普及較廣，脫硫廢水系統中MVR工藝包常規考慮最終得到氯化鈉純鹽產品(工業鹽一級標準)。濃縮減量單元，主要含膜法和熱法，可選擇的工藝較多，而且沒有性。該工藝單元主要目的：將高鹽廢水濃縮減量，減少固化單元水量，提高運行經濟性、穩定性。膜法濃縮工藝中，應用最多的是蝶管式反滲透(DTRO)、電滲析(ED)。其中DTRO工藝，膜片主要以美國、德國等進口為主，部分主體配件可進口、可國產，系統進水TDS范圍為40-60g/L;實際出水氯化鈉濃度可濃縮至100-120g/L。但是DTRO運行壓力較高，可達120Bar，單支膜通量有限，在設備占地和投資方面，會有些劣勢。電滲析系統進水的TDS范圍為15-60g/L;實際出水氯化鈉濃度可以做到150-200g/L。電滲析系統屬于常壓運行，對于預處理要求不高，且不存在氯離子腐蝕等材質問題。綜合上述優勢，盡管目前脫硫廢水*系統中，運行2年以上的電滲析系統基本沒有，但是這兩年新增的脫硫廢水*系統中，濃縮減量單元多數為電滲析工藝。各類電廠行業會議上，設計院、工程公司等推廣的*工藝包中含ED濃縮減量工藝單元的非常多。燃煤電廠脫硫廢水*工藝沒有，其投資成本、運行成本、運行穩定性、電廠的特性等因素，會綜合影響一個工藝包的落地。目前國內電廠*市場非常火，應用案例非常多，但是達到設計預期，長時間運行的*案例偏少。脫硫廢水*技術路線須結合燃煤電廠的生產及廢水特點來選擇，采用多種工藝配套組合，形成一套高效、低成本的脫硫廢水*處理系統。下表列舉了國內燃煤電廠脫硫廢水*技術的主要工藝路線。脫硫廢水的*處理已經成為當下水處理方面的一個難點、痛點，也成為一個熱點。針對脫硫廢水硬度高、COD高、含鹽量高、水質復雜及硬度難以脫出的問題，龍安泰環保開發出的DIRU技術，能夠實現Ca2+、SO42+分離，解決了硫酸鈣結垢問題，結合本公司的現有技術能夠實現脫硫廢水*，其工藝路線為：Fenton+絮凝沉淀+DIRU+納濾+RO+蒸發結晶，該工藝能夠長時間穩定運行，且運行成本低，在脫硫廢水*方面具有極大優勢。
