В рамках, введенной в 2014 году, программы импортозамещения  АО «АтлантикТрансгазСистема»  были разработаны модификации ПТК СПУРТ и СТН-3000, реализованные на базе компонентов российского производства.

В апреле 2012 было изготовлено и собрано тысячный контролируемый пункт системы телемеханики СТН-3000. Юбилейным КП стала САУ ГРС-1 г. Владивосток ООО «Газпром трансгаз Томск».

В 2005 году в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» системы на базе СТН-3000 и СПУРТ успешно прошли приемочные (межведомственные) испытания ОАО «Газпром», в том числе:

• ЦДП Предприятия ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ДП Чайковского ЛПУ на базе системы СПУРТ;
• Система телемеханики на базе СТН-3000 — в  Чайковском ЛПУ;
• САУ ГРС на базе СТН-3000 — на ГРС8 Б.Соснова  Очерского ЛПУ.

Все системы рекомендованы к тиражированию и применению на объектах ОАО «Газпром».

В 2002 году  была  завершена  АСУТП  на  месторождении  Заполярное  1С. Частью  системы  стала  телемеханика  кустов  скважин  на  базе  СТН-3000.   Межведомственная  приемочная  комиссия  чрезвычайно  высоко  оценила  именно  телемеханику  как  очень  нужную  и  хорошо  сделанную  систему.

С той  поры ТМ  кустов  скважин – одно  из  важнейших  направлений  работы  «АТГС». И  наибольшее  их  количество  эксплуатируется  в  ООО  «Газпром  добыча  Уренгой на  Таб-Яхинском,  Ен-Яхинском  участках  Уренгойского  месторождения, Песцовом, Западном  и  Восточном  куполах. Так же была внедрена система телемехнаники двух  метанолопроводов  с  системой  обнаружения  утечек, и, конечно  же,  система  поддержки  принятия  диспетчерских  решений  на уникальном межпромысловом  коллекторе  Уренгоя.

В 1999 в консорциуме с «Siemens»  «АтлантикТрансгазСистема» выиграло объявленный «Газпромом» международный тендер на создание ИУС Карашурской станции подземного хранения газа.

«Подземное   хранилище  газа – это  сложнейший  технологический  комплекс,  включающий  КС,  скважины,  УКПГ  и  целый  ряд  других  объектов. К  работе  кроме  основного  субподрядчика – ООО  «Сименс — Россия»,  было  привлечено  более  10  российских  организаций. Стройка века — как порой называли проект по созданию Карашурской «подземки», — началась уже в новом тысячелетии. АТГС стало генеральным подрядчиком  системы.

Важнейшим аспектом деятельности того времени являлось (и продолжает оставаться до сих пор) обеспечение гарантийного и сервисного обслуживания введённых в эксплуатацию систем.

В 2000 году начались работы по АСУТП Волховского ЛПУ ООО «Лентрансгаз» (ныне ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»: осуществлялась стыковка имеющихся систем разных производителей, производился монтаж телемеханики на газопроводе Ямал-Европа, а также был осуществлён ввод в эксплуатацию первых АСУТП газораспределительных станций.

АТГС не ограничивались сотрудничеством только с газовиками и нефтяниками. В начале нового тысячелетия в нескольких городах Российской Федерации был внедрен программный комплекс ГРАСТ, рассчитывающий и производящий анализ тепло-гидравлического  расчета  сетей теплоснабжения.

В течение второй половины 98-го года АТГС перешло на полный цикл производства телемеханики, включая комплектацию, монтаж, инжиниринг.  Американскими в  КП остались только отлично зарекомендовавшие себя контроллеры BBI.

Тогда же был разработан целый ряд программных модулей RTAP, позволивших русифицировать его и состыковать напрямую с различными контроллерами нижних уровней. Все это дало возможность снизить стоимость систем и выдержать тяжелое для бизнеса время после августа 1998г.

Развитие российской компоненты привело к логическому оформлению двух базовых программно-технических комплексов АСУТП производства ЗАО «АтлантикТрансгазСистема»: СТН-3000 (система телемеханики на базе Netwоrk-3000) и СПУРТ (Система Программного Управления Режимами Трубопроводов).

Параллельно с этим, имея за плечами опыт разработки ПК расчетов с потребителями ООО «Пермтрансгаз», специалисты АТГС приступили к созданию подсистемы оперативно-диспетчерского управления для общества с ограниченной ответственностью «Межрегионгаз», обслуживающей около 60 тысяч потребителей и способной передавать 500 МГб информации в сутки.

Тогда была создана АСУТП Гремячинского ЛПУ в составе пяти контролируемых пунктов линейной телемеханики на 6-8 ниточном газопроводе в труднодоступном районе Северного Урала. Это одна из самых сложных по климатическим условиям территорий российского севера. Гремячинское ЛПУ — стык нескольких  газотранспортных систем, большое количество кранов  на каждый крановой  площадке.

Параллельно (97-98 годы) начались работы на Уренгойском межпромысловом коллекторе. Сначала просто телемеханизация . Это был первый опыт работы при температуре в минус 50 градусов. Сам коллектор — колоссальное сооружение с множеством отрезков труб. Если его «развернуть» — получится труба длинною свыше 400 километров. .

Тогда же завершилось внедрение 1 –ой очереди АСУПТ на нефтепродуктопроводе Кириши — С.-Петербург — сложном сооружении, имеющем множество отводов и три контролируемых пункта (в Киришах, Красном Бору и в самом С.-Петербурге). Сотрудниками АТГС в этой системе был реализован ряд интересных задач. Определение границы продуктов, проходящих через трубу, поиск утечек.

Старт реализации проекта по автоматизации двухниточного газопровода Ямбург — Тула I (II) на участке Очерского ЛПУ был дан в 1995 году. Специалистам ЗАО «АтлантикТрансгазСистема» предстояло установить 6 КП телемеханики на крановых площадках линейной части протяжённостью 160 километров.

За год с небольшим были завершены все этапы инжиниринга и пуско-наладки. СТМ Очёрского ЛПУ запустили в опытную эксплуатацию. Весной 1997 года ЗАО «АтлантикТрансгазСистема» совместно с ООО  «Пермтрансгаз»  провело  межведомственные испытания  системы. Решением межведомственной комиссии система  телемеханики  Очерского  ЛПУ была рекомендована для применения (тиражирования) на объектах РАО «Газпром».

Данная система  до сих пор работает без единого сбоя! При нормативном сроке службы в 10-12 лет.

1993 — 1995 гг. Начало работ по комплексной автоматизации предприятия ООО «Пермтрансгаз» (в настоящее время ООО «Газпром трансгаз Чайковский».

За считанные месяцы был подготовлен, а затем одобрен на техническом Совете эскизный проект, по существу структурная схема, развёрнутая в пространстве и времени. Позже эта схема легла в основу утверждённой руководством РАО «Газпром» комплексной автоматизации ООО «Пермтрансгаз».

Перед компанией стояла задача: выбрать программно-технические средства, позволяющие строить высоконадёжные системы управления. Нормальное функционирование, независящее от климатических факторов — основное условие для телемеханизации линейной части магистральных нефте-, газопроводов и скважин на Крайнем Севере. Телемеханика должна была работать при крайне низких температурах: -40, -50 °C. В качестве партнёра-производителя продукции, отвечающей таким требованиям была выбрана компания «Bristol Babcock Inc.» (BBI), США — разработчик и изготовитель программно-технических средств «Network 3000», в состав которой входили все необходимых программные и технические средства: датчики давления и перепадов давления, вычислители расхода газа, многофункциональные контроллеры.

Весной 1994 года АТГС организовало презентацию BBI в России. В результате было подписано несколько протоколов о намерениях. Сотрудники АТГС прошли обучение в США, получили сертификаты BBI. Потом прохождение квалификационных курсов  на  заводе  BBI  в  Watertown (штат  Коннектикут) стало одним из важных этапов подготовки специалистов АТГС. Тогда же состоялась и совместная поездка российских и американских специалистов в город Чайковский на объекты, подлежащие автоматизации.

Параллельно шло изучение программного  продукта  RTAP производства Hewlett Packard, который  мог  стать (и стал) ядром  систем  диспетчерского  управления.

Чуть позже одним из заказчиков фирмы  стала  компания  «Петербургтранснефтепродукт» из Санкт-Петербурга  В 1994-1995 гг.  «АтлантикТрансгазСистема» приступило к реализации проекта создания АСУТП нефтепродуктопровода Кириши — Санкт-Петербург, где было создано 10 контролируемых пунктов, 2 диспетчерских пункта, а позднее установлены замерные узлы и САУ насосными станциями. Расширение этой системы велось и впоследствии.

Тогда же специалисты ЗАО «АтлантикТрансгазСистема» стали вести разработки по телемеханизации газовых скважин и межпромысловых коллекторов, а также АСУПТ газораспределительных станций. На все виды работ получили лицензии… — компания готовилась к мощному рывку вперёд.

Отделившись от российского-американского предприятия «АтлантикСтром» образовалось закрытое акционерное общество «АтлантикТрансгазСистема» (АТГС). Официальной датой образования АТГС стало 3 июля 1992 года. Именно эту дату мы ежегодно отмечаем как День рождения компании. Специалисты АТГС в то время занимались решением задач поиска утечек и инжинирингом для АСУТП различных производств.

На момент регистрации коллектив фирмы состоял из 15 сотрудников — выходцев из ведущих российских научно-исследовательских институтов и преподавателей высших учебных заведений.