PID（Proportional Integral Differential），比例积分微分调节，是传统的自动控制算法，问世已有70多年历史，有结构简单、稳定性好、工作可靠等优点。当被控对象无法建模时，能够根据经验通过现场调试可以确定相关的整定参数，构建PID的调节回路，完成闭环调节，PID能大显身手。所以在发电厂PID调节是一种被广泛应用的自动控制技术。不过，任何一种技术都有局限性，套用某电影中的一句台词来描述PID调节器在模拟量自动调节中的作用：离开PID是万万不能的，PID却不是万能的。从自动调节原理可知，被控对象不同阶段的过程变化，MCS回路调节器的PID参数、执行机构输出特性和测量信号转换特性对调节品质都有一定的适用范围和针对性，换一个角度说就是局限性。MCS自动调节回路的各项参数通常都是按照机组85％ECR负荷的正常运行方式整定的，如果工作在其他负荷阶段，会影响调节品质有不同程度的降低，甚至无法正常调节。
APS启、停机组以顺序控制为主线，不过，从某种意义上来说，APS成功与否取决于模拟量自动调节而非顺序控制。在机组启、停乃至正常运行过程中，模拟量自动调节始终贯穿全程，调控机炉参数和负荷变化，尤其是锅炉燃烧自动调节、给水自动调节和汽机旁路自动调节构成了APS自动启动的三大支柱。机炉模拟量自动调节只有达到全工况、全过程和全自动的控制水平，APS才能真正实现“机组程序自动启停”。按设计要求和实际控制功能，APS只负责不投油稳燃负荷之前的机组启动和50％ECR以下负荷的机组停运。在机组启动和停止的低负荷阶段，设备启、停多变，运行工况变化多为非线性，相对于顺序控制，模拟量调节要动态应对，面临的难度更高。
模拟量调节的技术难点首先与PID算法的局限性直接有关。火力发电厂生产过程中模拟量调节都要用到PID，传统PID调节算法不能有效地应付非线性被控对象，而恰恰机炉启动阶段各种参数变化规律基本上都是非线性的，再与机炉热力状态交织就形成了复杂的对象特性，单纯的PID算法根本无法保证机组启动阶段模拟量自动的调节品质。其次，与模拟量调节回路控制能力有关。按APS功能要求，模拟量自动调节回路在系统设备启动前只为人工提供一次利用M/A站投入“自动”的机会，其后，再不允许人为干预，否则也无从谈起“全自动”调节。设备系统开始运行即要求自动调节回路能够自动纠正调节器入口偏差，待偏差减小到规定范围， PID调节器应自行转换工作方式至自动调节。这些功能，是常规的模拟量自动调节回路所不具备的。再其次，与机炉协调控制系统（CCS）的控制范围有关。机组启动阶段，应对电网频率波动和功率需求的能力取决于锅炉和汽轮机自动控制的协调水平。锅炉燃烧投入两对油枪以后，APS就要求CCS按锅炉跟随（BF）方式开始控制，机组负荷12％ECR时要转为CCS的协调控制方式（CC）。目前，火力发电厂燃煤机组常规的机炉协调控制（CC）通常要在机组负荷高于30%ECR以上才能投入。所以说，模拟量调节的能力才是APS成功与否的技术难点和关键所在。
