火力发电厂是每个城市不可缺少的基础设施之一。在火力发电厂的运行中，水不仅是传递能量的介质，而且是完成热交换的冷却介质。水在火力发电厂中起着重要作用。目前，我国对废水排放标准的要求越来越严格，特别是水污染防治行动计划中的“十条水”，将水环境保护提升到国家战略高度。作为一个大型用水和排水用户，火电占工业用水总量的20%。从经济运行和环境保护角度看，节约发电用水，提高循环水回用率，实现火电厂废水“零排放”具有重要意义。
　　电厂脱硫废水为锅炉烟气湿法脱硫(石灰石/石膏法)过程中吸收塔的排放水。在工艺运行过程中，烟气排放的HCl、工艺水中的Cl-、煤中的大量硫化物和重金属将进入脱硫吸收塔的浆液，浆液将被连续回用。在此过程中，浆液中的可溶盐会不断浓缩，Cl-含量的增加会增加浆液的腐蚀性，同时会影响石膏的质量和石灰石的溶解度，从而降低脱硫效率。因此，为了保持系统的稳定性能，需要不断补充新鲜浆液，及时排出脱硫系统的废水，以保证整个脱硫系统的物料平衡。因此，排放的废水中含有大量的氯离子和重金属等离子体。
　　脱硫废水的数量和质量不稳定，水质会因燃煤性质、脱硫装置和火力发电厂使用的机组容量的不同而不同。即使采用相同的脱硫装置，脱硫废水在不同排放阶段的水质也不完全相同。脱硫废水是许多国家严格控制的一类污染物。其来源主要为煤、石油和脱硫剂(石灰石)，包括氟(F)、铅 (Ph)氯(Cl)、铭(Cr)等元素。燃烧过程中会产生多种不同的化合物，部分化合物会随烟气排入脱硫浆液，包括Pb-Cr等属于一类污染物的重金属，重金属含量必须达标后方可从排放口排放。同时，用于制备脱硫浆液的原料石灰石也会带来一些杂质，如钾(K)、钙(Ca)、氯(Cl)、镁(Mg)等，随着脱硫浆液的不断循环，水中的杂质会不断浓缩。脱硫废水的主要性质分析如下：
　　1、悬浮物(SS)：主要指燃煤后烟气中排出的杂质和吸收浆液中的不溶性盐沉淀物。悬浮浓度通常很高，从7000到20000ppm不等。
　　2、氯离子(Cl-)：主要来自燃煤过程中的烟气、石灰石和补给水。在脱硫浆液浓缩过程中，当氯离子(Cl-)浓度高于2%时，脱硫设备将被腐蚀和损坏。因此，业界经常将脱硫废水中氯离子浓度作为评价脱硫废水是否达标排放的重要参考指标。
　　3、钙离子(Ca2+)和镁离子(Mg2+)：主要来源为石灰石和补给水。
　　4、化学需氧量(COD)：COD主要由脱硫废水中的还原无机物(SO32- 和S3O62- )组成，一般在150-300ppm范围内。脱硫过程中COD的浓度主要取决于氧化程度。
　　5、重金属离子：主要来自燃煤烟气、石灰石和补给水。
　　6、废水pH值：一般为4~6。
　　脱硫废水进入反渗透设备深度处理系统前，将经过中和、沉淀、絮凝等一系列预处理。重金属离子基本上会形成沉淀，去除悬浮物，软化水质。然而，盐的含量仍然很高，各种试剂的加入引入了新的离子。预处理后的水进入超滤，由低跨膜压力驱动的孔径过滤用于截留水中未完全去除的大分子物质、胶体物质和悬浮固体。处理后的水进入纳滤进行进一步处理。纳滤膜表面带电，因此具有离子选择性，通过静电相互作用，产生Donnan效应，对于含有不同价离子的多组分体系溶液，可达到分离不同价离子的效果，有效去除水中的二价离子，如硫酸盐和钙离子。纳滤采出水继续进入反渗透，以去除单价盐离子和其他精细杂质。经过这套处理后，出水可达到排放或回用标准。
　　反渗透设备处理电厂脱硫废水有效解决传统处理后离子含量依然高的问题。反渗透设计在线再生清洗排污装置，降低劳动强度和生产成本，提高生产效率。将三种膜组合成梯队，发挥各自的过滤性能，有效降低膜污染，能耗低，自动化程度高，操作维护方便，运行成本低。