ML20244A802: Difference between revisions

From kanterella
Jump to navigation Jump to search
(StriderTol Bot change)
(StriderTol Bot change)
Line 1: Line 1:
{{Adams
#REDIRECT [[IR 05000312/1988039]]
| number = ML20244A802
| issue date = 03/28/1989
| title = SALP Rept 50-312/88-39 for July 1986 - Dec 1988
| author name =
| author affiliation = NRC OFFICE OF INSPECTION & ENFORCEMENT (IE REGION V)
| addressee name =
| addressee affiliation =
| docket = 05000312
| license number =
| contact person =
| document report number = 50-312-88-39, NUDOCS 8904180195
| package number = ML20244A790
| document type = SYSTEMATIC ASSESSMENT OF LICENSEE PERFORMANCE, TEXT-INSPECTION & AUDIT & I&E CIRCULARS
| page count = 41
}}
See also: [[see also::IR 05000312/1988039]]
 
=Text=
{{#Wiki_filter:rg
, .n,                        e.
                                                                .,3
                                                                ~.                                                        ,
                                                                                                                            ,
                                                                                                                                                      ------,
                                                                                                                                                                        ...
                                                                                                                                                                            n;
                                                                                                                                                                            w,e n
                                                                                                                                                                                      - - - - -
                                                                                                                                                                                                          -n-
                                                                                                                                                                                                                            ,  .t ,.
                                                                                                                                                                                                                                          - - - - - - - - - -
                                                                                                                                                                                                    ,'
E          <
              ,
                    ,*                                                                                                                            ,
                                                                                                                                                              4                    4          ,                  g        ,      " ?s
I                                                                                                                                                          .
                                                                                                                                                                g    .                      ,
                                                                                                                                                                                                          :b..        i      *
                                                                                                                                                                                                                                        ;;
            s
[;,,                                              .
                                                                                                          '
                                                                                                                              i ; j_'                  ' O        ;4            rt                            't.
                                                                                                                                                                                                                        -:5            ;
                                                                                                                                                                    9,' .as
                                                                                                                                                                                                                  .
                                                                                                                                                                                                  _
e , .-                          >                                                                        u
                                                                                                                                                    ..,3
                                                                                                                                                        .
                                                                                                                                                        +
                                                                                                                                                                                7            - e.      i
                                                                                                                                                                                                                                      ,-
                                                                                                                                                                            ,    ,                  -4
                                      ,                                                                                        .,        .
                                                                                                                                            .
                                                                                                                                                                  .,
                                                                                                                                                                                                n y, -
                                                                                                                                                                  '
                      <d '
                        '
                                                                                                                                                                                                    I~#
                                                                                                                                                  '
                                                                                                                                                                                                                    -
                -
                                                                                                                                        ,                                                                  .
                                                                                                                                    i. .
                                                                                                                    .- 4~                      ,;T'
                                                                                                                                              C'                                                              n
                                                                                                                                                                                                                  ft E-
t
        '
      J
H                                                                                                                          SALP BOARD REPORT                                                                                                                  i
,,                                                                                                                                                                                                                                                                ,
  -
l
l'                                                                                                          U.-S.' NUCLE R REGULATORY COMMISSION
                                                                                                                                      REGION V
                                                                                            SYSTEMATIC ASSESSMENT OF LICENSEE PERFORMANCE.-
                                                                                                            ,                    50-312/88-39
                                                                                                        SACRAMENTO MUNICIPAL' UTILITIES DISTRICT
                                                                                                        -RANCHO SECO NUCLEAR CENERATING STATION
                                                                                                                                                                                                                                                                '
                                                                                                        JULY 1, 1986 THROUGH DECEMBER 31, 1988
  ..,
                                                                                                                                                            t
                                                                                                                                                                                                                                                                    4
                                                                                                                5                '!
                                                                                                                                                              t
                                                                                                                                                                                                                                                                        i
                                                                                                                                                                                -
                                                                                                                                                                                                                                                                      -)
                                                                                                                                                                                    -
                                  8904180195 890328
                                  PDR            ADOCK 05000312                                                                          -
                                  G                                                                    PNV                                            ,
                                                                                                                                                                                                                                      -
    b-
          l5    - -        _      _ _ _ - - _ _    ----_----__u    - - - . _ _ _ . - - - - - - - - -
 
                                                                                                                                                            .1
                                -
.            .
                                            '*..                                                                t                              .
                                                  .
                                                              i                                                                                . .r
                            "
  4                                                                                                                                                        -j
                                          '
                                                                                                                                                                i
      . . . . -;
                                        i
          $
                          's-                                                                                                                              .
                                                                            TABLE OF CONTENTS
  0;.
                                                                                                              Page                                            j
                                    I.      Introduction                                                      1
                                                                                                                    '
                                            A..      Licensee Activities                                      1
                                            B.      ' Direct Inspection and Review Activities                  2
                                  .II.    Summary of Results                                                2
                                            A.      Effectiveness of Licensee Management.                    2
                                            D.      -Results of Board Assessment                              3
j    <                                    C.      Changes in.SALP Ratings                                  4
                                    III.' Criteria                                                            4
                                    IV.*-Performance Analysis                                                  5.
                                            A.      Plant Operations                                          5'
                                            3.      Radiological Controls                                    9
                                            C.      Maintenance / Surveillance'                              13
                                            D..      Emergency' Preparedness                                  15
            '
            .
                                            E.      Sec.urity                                                16
                                            F. " Engineering / Technical. Support                              19
                                            G.      Safety Assessment / Quality Verification                  21
                                            H.      Startup Testing                                          24
                                  .V.      Supporting Data and Summaries                                      25
"                                                                                                            25
                                            A.      Enforcement Activity                                              '
                    .?                      B.      Confirmation of Action Letters                            26
                        '
                                            C.      AEOD Events Analysis:                                    26'
                                                    Detailed Description of Licensee Activities
                                                                                                ~
                                    ,      D.                                                                26
    .                          ,;
        '                                                                                                                  '
    ;                              T BLES'                                                                    ,
                                  ., Table 1 - Inspection Activities and Enforcement Summary                  19      i
                      '
                                    Table.2 - Enforcement Items                                                30'.  ,
" . . ,
                                  ? Table 3 - Synopsis of Licensee Event Reports                              34                                        a
              j            w
                            y    . ~A t tachment 1 - AEOD Review of Licensee Event Reports                    35
                  ,
        V            ,
                f                      Ir
                                                                                                                                                              l
L
                                                                                                  _ - _ _ _ -            _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ -
 
                                                                                      ___-___________ - _
,
                                                                                                                          i
      '
  *
                                                                                                                          l
                                                                                                                          s
    I.    INTRODUCTION
          The Systematic Assessment of Licensee Performance (SALP) is an NRC staff
          integrated effort to collect available observations and data on a
          periodic basis and evaluate licensee's performance based on this
            information. The program is suppleetntal to normal regulatory processes
          used to ensure compliance with NRC rules and regulations. It is intended
            to be sufficiently diagnostic to provide a rational basis for allocating
          NRC resources and to provide meaningful feedback to the licensee's                                              ;
          management regarding the NRC's assessment of their facility's performance
            in each functional area.
          An NRC SALP' Board, composed of the members listed belou, met in the
          Region V office on February 2, 1989, to review observations and data on
            the licensee's performance in accordance with NRC Manual Chapter 0515,
          " Systematic Assessment of Licensee Performance," dated June 6, 1988. The
          Board's findings and recommendations were forwarded to the NRC Regional
          Administrator for approval and issuance.
          This report is the NRC's assessment of the licensee's safety performance                                        !
          at Rancho Seco for the period JuJy 1, 1986 through December 31, 1988.                                          1
                                                                                                                          )
          The SALP Board for Rancho Seco was composed of:                                                                ,
                                                                                                                          1
        **A. E. Chaffee, Acting Directar, Division of Reactor Safety and Projects,                                        !
                                                                                                                          !
                  Region V (Board Chairman)
        **G. W. Knighton, Director, Project Directorate V, NRR
        **G. P. Yuhas, Chief, Emergency Preparedness and Radiological Protection
                  Branch
          *H. S. North, Acting Chief, Facilities Radiological Protection Section
          *M. D. Schuster, Chief, Safeguards Section
          *R. Fish,. Chief, Emergency Preparedness Section
        **L. F. Miller Jr., Chief, Reactor Projects Section II
        **R. P. Zimmerman, Reactor Projects Branch
        **G. Kalman, NRR Project Manager
        **T.  D'Angelo, Senior Resident Inspector
        **W. P. Ang, Project Inspector
          *C. Pendergast, Emergency Preparedness Analyst
          *D. Schaefer, Safeguards Inspector
          *n. Pate, Chief, Nuclear Materials Safety and Safeguards Branch
        ** Denotes voting member in all functional areas.
          A.      Licensee Activities
                                                                                                          s
                  Rancho Seco was in an extended shutdown outage from the start of the
                  evaluation period until March 30, 1988. After being granted
                  Commission approval, a gradual approach to full power commenced with                                      l
                  plant startup on March 30, 1988 until the end of the evaluaticn                                          l
                  period. The gradual approach to full power included a rigorous
                  power acension test program.    In general, Rancho Seco operated
                  satisfactorily from March 30, 1988 through December 31, 1908. A
                  detailed discussion of the significant occurrences during the period
                  is provided in Section V.D of this report.
                                                                                                            _ _ _ _ _ - _
 
, -                                                                    - - - _  _ _ _ _            ____ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ - _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
                                        '
                                                                                            ,
            .-                                                                          2
                                              ,
                                          a
                                                B.  Direct Inspection and Review Activities
                                                                                    ~
                                                    Approximately 15,427.on-site inspection hours were spent in
                                                    performing a total of 100 inspections by resident, region-based,
                                                    headquarters, and contract personnel. Inspection activity in                                                                  each
                                                    functional area is summarized in Table 1.
                                                    The unusually large number of-inspection hours was a result of the
                                                    extended SALP interval and a large inspection program prior to
                                                    restart on March 30, 1988.
                                            II. SUMMARY OF RESJLTS
                                                A.  Effectiveness of Licensee Management
                                                    The licensee's management organization stabilized somewhat in mid-
                                                    1987 with the appointment of a Chief Executive Officer (CEO),
                                                    Nuclear on May 4,1987, and the formation of a new organizational
                                                    structure. Subsequent to restart, on June 16, 1988, a new CEO,
                                                    Nuclear was appointed, and the organization's subordinate managers
                                                    have changed assignments, in some cases, as well.
                                                    During this SALP period SMUD senior management initiated several
                                                    major programs for improvement of Ranche Seco performance. These
                                                    included:
                                                    *
                                                          An Action Plan for Performance Improvement
                                                    *
                                                          A Systems Review and Test Program
                                                    *
                                                          An Engineering Action Plan
                                                    *
                                                          A Procurement Action Plan
                                                    *
                                                          Installation and Testing of a Safety Grade Emergency Feedwater
                                                          Initiation and Control System
                                                    *
                                                          Installation and Testing of Two Additional Emergency Diesel
                                                          Generators
                                                    The improvements undertaken by management are reflected in the
                                                    improved SALP ratings. However, numerous tasks remain to be
                                                    completed by the current management to improve plant reliability.
                                                    Included in these are commitments to the NRC such as the
                                                    establishment of design basis documents, and an effective
                                                    engineering oversight. The need for increased involvement by the
                                                    current senior plant management in important plant evolutions was
                                                    evidenced by the December 12, 1988 feedwater transient. This senior
                                                    management involvement should be in sufficient detail to assure
                                                    greater caution and a more thorough understanding of plant
                                                    activities. Management attention needs to be focused on assuring
                                                    plant standards for performance established by the startup and test
                                                    program for testing are not relaxed as was evident by the auxiliary
                                                    feedwater overpressure event which occurred after the SALP period.
                                                B.  Results of Board Assessment
                                                    The SALP period was unusually long (July 1986 to December 1988) and
                                                    covered a period of plant operationc that was characterized by
- _ - _ _ _ - _ _ _ _ _ _ - _ _ _ _ _ .
 
                                                                                                                                                              .e
                                          '~          ~ '          -
                                                                                      ~'  -^
  ?%e                    9 3 .. ;
                        .            ,
                                      u
                                                                                                    ,          T4                  <>
                                                                                                                                              .
      g          3
                    -
                                                                                                                n
                                                                                                                                                  3
          yv                            i                                                                                                                    .
      y}q ,, 1,                                                                3
                                                                                                                                                        '
                                                                                                      - +
                                                                                                                    _
  4'                                                                                                                                        *
          gf      1,
                                $
                                  ,
                                                                                                                                                            y
                                    s                                                                                                                    .
                      .        g                                                                                  4.                          . ',    ..
    ,
          ,
                                                                                                                                                      4
                                                                                                                                                          :3    ;
    f                                        severalchangesinplantmanagementandorganizationandCby'[iverse                                          ,
  1
                                              plant evolutions. associated with SMUD attempts to upgrade. Rancho
                                              Seco following an NRC imposed plant shutdown on December 26, 1985.:
                                              The plant restarted in March 1988 and commenced a power. ascension
                                              program which was completed in December 1988. .This SALP focused on
                                                                                              .
                            *
                                              post-restart operations and on the current management and staff.
                                              Discussions of pre-restart' evolutions and performances are included
                                              when these events appeared relevent to the evaluation of currently.-
                                              existing plant conditions and personnel;
                                            - Overall, the SALP . Board found the performance of NRC licer.aed
                                              activities by the licensee to.be acceptable and directed toward safe
                                              operation of Rancho Seco. The SALP Board has made specific
                                            -recommendations in most functional areas for licensee l management
                                              consideration. The results of the Board's assessment of the
                                              licensee's performance in each functional area, including the
                                              previous assessments, are as follows:
                                                                                    Rating    Rating
                                                                                    Last      This
                                                    Functional Area *              Period    Period    ' Trend **
                                              A.    Plant Operations                3          2
                                              B...
                                                    Radiological Controls-          3          2
                                              C.    Maintenance / Surveillance      3/2        2
                                            .D.    Emergency Preparedness          3          2            Improving.
                                              E.-  . Security                      3          2
                                              F.    Engineering / Technical Support 2          2
                                              G.    Safety Assessment / Quality    3-        2
                                            'H.    Startup Testing                Not Rated 1
                                              *    Maintenance.and Surveillance were separate functional. areas
                                                    duringfthe last SALP period. Safety Assessment / Quality
                                                    Verification is a new functional area this period. . It is
                                                    similar to, but more comprehensive-than, the Quality Programs
                                                    and Administrative Controls Affecting Safety functional area
                                                    which it replaced. Other functional areas rated separately
                                                    during the last SALP period, such as.. Fire Protection and
      .
                                                    Training, were evaluated as appropriate within the scope of the
                                                    functional areas listed cbove.
                                              **    The trend indicates the SALP Board's appraisal of the
                                                    licensee's direction of performance in a functional area near
  i                                                the close of the assessment period such that continuation'of
                                                    this trend may result in a change-in performance level.
                                                    Determination of the performance trend is made selectively and
        ,
,f                    i'
l                  ,,
                                                    is rest.rved for those instances when it is necessary to . focus
                      >
                                2                  NRC and licensee attention on an area with a declining
                                                    performance trend, or to acknowledge an improving trend in
,-                                                  licensee performance.    It is not necessarily a comparison of
  -g
  ~
            s
                                                    performance daring the current period with that in the previous
.
                                                    period.
L        1
              '
                                                                                                                                                <
                                                                                                                                                                  l
i
            N.-
          *
              s.          ,
                                                                                                            m.      - _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
 
                        -_ -
,. .
                                                                                                          >
                    '
                                                                                                              .
                                                                      '
      .,
                  ,
                                                                                    4                      ,
                                                                                                        4
                              .
                      '
                                                                                                                          i
                                                                                                                          ,
                                          C.        Changes in SALP Ratings
i                                                                                            .
                                                    Performance during this SALP period has' improved from.that of the
                                                    previous SALP period. These improvements occurredsbecause major
                                                    changes were made to equipment, personnel, and programs during the
                                                    extended shutdown. Satisfactory accomplishment of these changes was
                                                    indicated by the Nuclear Regulatory Commission's approval of' plant-
                                                    restart on March 22, 1988. The Plant Operations, Radiological
                                                    Controls, Maintenance, Emergency Preparedness, Security, and Safety
                                                    Assessment and Quality Verification-areas improved from Category 3
                                                    to Category 2 ratings.
                            III. CRITERIA
                                          Licensee performance is assessed in selected functional areas, depending
                                            on whether the facility is in a construction or operational phase.
                                            Functional areas normally represent areas significant to nuclear safety
                                            and the environment. In this evaluation, a special area of Startup
                                          Testing was added due to the large amount of testing which was conducted
                                            by the licensee prior to restart in March, 1988.
                                          The following evaluation criteria were used, as applicable, to assess
                                            each functional area:
                                            1.      Assurance of quality, including management involvement and control.
                                            2.      Approach to resolution of technical issues from a safety standpoint.
                                            3.      Responsiveness to NRC initiatives.
                                            4.      Enforcement history.
                                            5.      Operational events (including response to, analysis of, reporting
                                                    of, and corrective actions for events).
                                            6.      Staffing (including management).
                                            7.      Effectiveness of the training and qualification program.
                                            However, the NRC is not limited to there criteria and others may have
                                            been used where appropriate.
                                            On the basis of the NRC assessment, each functional area evaluated was
                                            rated according to three performance categories. The definitions of
                                              these performance categories.are as follows:
                                                                                                                          i
                                            Category 1: Licensee management attention and involvement are readily        -l
                                              evident and place emphasis on superior performance of nuclear safety or      I
                                              safeguards activities, with the resulting performance substantially
                                              exceeding regulatory requirements. Licensee resources are ample and
                                              effectively used so that'a high level of plant and personnel performance    .
                                              is being achieved. Reduced NRC attention may be appropriate.                l
                                                                                                                          i
- - - - - - - - -                - _ . _ _ _ - - -_.
 
          _ _ _ -
                  .
      .                                                        5
                        .
                    .
                          Category 2: Licensee management attention to and involvement in the
                          performance of nuclear-safety or safeguards activities are good. The
                          licensee has attained a level of performance above that needed to meet
                          regulatory-requirements. Licensee resources are adequate and reasonably
                          allocated so that good plant and personnel performance is being achieved.
                          NRC attention may be maintained at normal levels.
                          Category 3: Licensee management attent_fon.to and involvement in-the
                          performance of nuclear safety or safeguards activities are not
                          sufficient. The licensee's performance'does not significantly exceed
                          that needed to meet minimal regulatory requirements. Licensee resources
                          appear to be strained.or not effectively used. NRC attention should be
                          increased above normal levels.
                      IV. PERFORMANCE ANALYSIS
                          The following is the Board's assessment of the licensee's' performance in
                          each of the functional areas, plus the Board's. conclusions for each area
                          and its recommendations with respect to licensee actions and management
                          emphasis.
                          A.    Plant Operations
                                1.  Analysis
                                    During the SALP period, approximately 4029 hours'of direct
                                    inspection effort were applied in the Plant Operations area.
                                    Plant Operations has improved significantly during this SALP
                                    period. The most important accomplishments were the improved
                                    professionalism of operators, and the reduction of operator
                                    errors during intricate plant manipulations. Other strengths
                                    were observed such as improved equipment control procedures and
                                    significant upgrading of procedures. However, improved
                                    communication among managers at different levels in the
                                    organization appeared warranted.
                                    Prior to plant restart in early 1988, the licensee began a
                                    performance improvement program designed to enhance the quality
                                    of future plant operations. The program included:
                                      (a) Plant Emergency Operating Procedures were completely
                                          rewritten in accordance with the latest Babcock and Wilcox
                                          and NRC guidance.
                                      (b) The Safety Parameter Display System (SPDS) was added to
                                            enable plant operators to quickly assess critical plant
                                          parameters. The system provided Rancho Seco operators
                                          with a useful, user friendly display and helped them to
                                          respond correctly to transients.
                                      (c) The Technical Specifications (TS) were upgraded in format,
                                          Limiting Conditions for Operation (LCO) were added, and
                                            previously included LCO's were modified to clarify the
i                                          Rancho Seco TS.
I
                                                                                                      !
- _ _ _ - _ _ -_            _
 
_ _ _ _    ._  . _ _
                                                                                                                      _
                                                                                                                            l
        .                                                                                                                1
      -                                            6
                =
                                                                                                                            l
          '
                                                                                                                            i
                        (d) The licensee requested that Rancho Seco be a lead plant in                                  i
                              adopting the " Improved B&W TS" which are currently being                            '
                                                                                                                          {
                            ' finalized by Babcock and Wilcox and the NRC.                                                l
  '
                        The resident' inspectors observed licensee operation daily,
                        including random backshift observations. Operations staffing
'
                        was observed to be correct, and operations personnel were
                        consistently observed to be knowledgeable and attentive to
                        plant conditions. Control room demeanor was always observed to                                  .l  4
                        be professional.
                        One negative observation was that during the event on December                                  i
                        12, 1988, decision making on the appropriate actions to be
                        taken was made by operations management without the involvement                                  l
                        of senior plant management for review. Senior plant management
                        subsequently recognized this weakness in communications and
                        decision making and established an action plan to improve in
                        this area.
                        Management presence within the plant has steadily increased
                        following the implementation of the licensee's management
                        monitoring program. _ Frequent tours of the-power block by all                                  j
                        levels of plant management were observed by the, resident                                        '
                        inspectors.
                                                                                                                        !
                        A weakness existed in the oversight . ole which plant management
                        performed in its control of the specific plant departments. An                                  ,
                        example was identified which concerned the progress on near                                      i
                        term commitments made to the NRC prior to plant restart in
                        early 1988. The commitments which wece made involved
                        improvements to the plant which had ';een identified by the
                        licensee's programs established as a result of the December 26,
                        1985 event. The inspectors noted that plant management was not                                  !
                        knowledgeable of the status of some of the significant                                          ;
                        commitments which had been made to improve engineering and
                                                                                                                          '
                        procurement, in particular. The licensee responded to the
                        issue in a timely fashion with goals established for the
                        facility to complete previously identified items.
                        The licensee's approach to the resolution of operational safety
                        issues was generally sound. Conservatism was routinely
                        exhibited by the control room staff when the potential for
                        safety significant failures existed. During the startup
                        program, detailed tests such as the Loss of Offsite Power Test,
                        Emergency Feedwater Initiation and Control System Test and the
                        Steam Generator Secondary Pressure Test were properly conducted
                        and performed. These tests used significantly abnormal valve-
                        lineups of both the electrical and mechanical plant systems.
                        The December 12, 1988 reactor trip was an exception to this
                        overall trend.      In that event, the licensee kept the reactor
                        operating despite a double failure in the controls for the
                        steam supply to the main feedwater pump. Also, the AFW
                        overpressure event demonstrated weakness in the conduct of post
                        maintenance testing.                                                                            q
                                                                                    . _ - - _ _ _ _ _ - _ - _ _ _ -
 
                                                                                                _ _ _ _
          .
  ,.
                                            7
              .
            6
                Throughout this extended SALP period, the licensee's
                responsiveness to NRC initiatives has been rapid and thorough,
                particularly prior to the March 30, 1988 restart of Rancho
                Seco. This was evidenced by the implementation of several                              l
                major programs resulting from NRC observations or inquiries.
                These included:
                *
                      An Action Plan for Performance Improvement
                *
                      A Systems Review and Test Program                              *
                                                                                                        l
                *
                      An Engineering Action Plan
                *
                      A Procurement Action Plan
                *
                      Installation and Testing of a Safety Grade Emergency
                      Feedwater Initiation and Control System
                *
                      Installation and Testing of Two Additional Emergency      ,
                      Diesel Generators (EDG)
                Three Severity Level IV violations were issued during.the
                assessment period involving the failure to provide reports
                required by 10 CFR 50.73. Licensee management satisfactorily
,
                resolved the deficiencies through clarification of their
*    --
        '.      procedure for controlling notifications to the NRC. ,          '
                                                                          t
                A total of 36 LER's were submitted in this functional' area.
                Most of the LER's were attributable to personnel error. Nine
                of these dealt with fire protection discrepancies that
                predominately involved missed fire watches. During these
                periods extensive modifications.and testing were in process
                with the plant in off normal configurations. The remaining
                LER's appear to be attributable to weak procedures and isolated
                events. Those LERs received additional management attention to
                ensure improved performance and procedures. The licensee
                developed an Operations Department Action Plan in December 1987
                which resulted in improved performance and few LERs since have
                related to personnel error or procedural deficiencies.
                In the early phases of the test program, a number of
                operational errors were committed during testing which
                ultimately lead to suspension of testing during the Loss of
                Offsite Power tests.    In response to the difficulties
                experienced at the time, the Operations Department Action Plan
                mentioned above was developed. Operator performance since that
                time improved considerably with no significant operator errors
                being detected.
                The licensee conducted an extended power ascension program
                which included significant Integrated Control System (ICS)
                tuning and two preplanned reactor trips. During this phase,
                the control room operators were also challenged by two
                unplanned reactor trips, one which led to the reactor coolant
                system being on natural circulation. During these events,
                performance by the control room personnel was sound and timely
                in response to the unexpected plant transients which had                              l
                occurred. In addition, the ICS and main feedwater system
                caused several plant transients which were correctly addressed
                                                                                    _ _ _ _ - .
 
                . _ _ _ .___            _ - _ .  - _  - _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ __ _ _ _ _ _ _ _ _
                                                                                                            _ _ _ _ - _ _ _ _ _ _ _ - _ -
    .
  .                                                            8
        .
      ,
                            by the plant operators who prevented a reactor trip by quickly
                              identifying the condition and correcting the cause for the
                            abnormal condition.
                            The licensed operator training program was effective during the
                              SALP period. This was evidenced by a high pass rate of 90
                              percent (9 passes of 10 candidates) on annual requalification
                              examinations and a 100 percent pass rate (17 out of 17) on the
                              1987 and the 1988 replacement examinations. The licensee has
                              started construction of an Engineering and Training Building
                              during this SALP period with completion (ready for training)
                            . scheduled for the Summer 1990. Arrival and startup of the site
                              specific simulator is scheduled for mid-1990. The licensee's
                              operations staff has remained stable throughout this SALP
                              period. 'All licensed operator positions are filled and only
                              one vacancy occurred in the last year.
                              During this SALP period, the licensee's overall fire protection
                              program improved. Some deficiencies in fire barriers, fire
                              alarm systems, fire suppression systems, fire brigade training
                              and the performance of fire pumps continued; however, both a
                              plan and resources for' correction of these deficiencies were
                              established by the licensee.' . Routine and corrective
                              maintenance activities appeared to be responsive to the need
                              for safe.and' reliable performance of fire protection systems.
                                                V
                              Conclusion
                              Performance Assessment - Category 2
                              Board Recommendations
                              The-Board recommends that the licensee continue to emphasize
                              improving communication and decisionmaking among mid and upper
                              level plant managers. Action should also be taken to enhance
                              specific plant knowledge among the plant management staff to
                              improve assessment and recognition of unusual or abnormal plant
                              conditions.
          B. Radiological Controls
            1.                Analysis
                              A total of thirteen routine and four special inspections were
                              conducted by the regional staff during this assessment period
                              in the areas of organization and management, occupational
                              radiation safety, radiological effluent control and monitoring,
                              radioactive waste management, transportation of radioactive
,
                              materials, training and qualifications, and confirmatory
                              measurements. In addition, the resident inspectors provided
                              continuing observations in this area.
                              For the last assessment period, the licensee was assigned a
                              Category 3 rating. The board had recommended that the licensee
i
l                                                                                                          _-___-__-___-___D
 
    _ _ .            -  -__                    _                              . . - _ _ _ _ _ _ _ _ .
r
                                                                                                          1
              '
6
  -                                                        9
                  .                                  -
                .
                      '
                                implement the reorganization of the Chemistry, Radiation.
                            > : Protection and.the Technical Support group in a timely fashion,
                                and fill,the vacant Chemistry Superintendent's position'as
                              - quickly as possible; improve the NRC commitment tracking
                                system; amend the Technical Specifications to improve the
                                Radioactive. Environmental Monitoring Program.to' assure
                                compliance with'10 CFR Part 50, Appendix I; complete the
                              - installation and testing of the Post Accident Sampling System
                                (PASS).
                                There has been significant improvement in management support in
                                the' radiological controls area. During the beginning of this
                                assessment period, management was slow in providing the needed
                                support. However, changes in upper management during the'last
                                two years'have resulted in increased support and improved
                                performance. Specific examples include: . implementation of an
                                effective NRC commitment tracking system; demonstration of an
                                operable PASS prior to reactor restart (March 1988); revision
                                of the Technical Specifications and Off-Site Dose Calculations
                                Manual to improve the Radiological Effluent and Environmental
                                Monitoring programs, and assure compliance with 10 CFR 50,
                                Appendix I.    The QA organization has been effective in              ,
                                providing independent critical review, particularly, in the
                                area of the radioactive effluent control and monitoring.
                                program. Surve111ances conducted by the Corporate Health
                                Physics and Chemistry Services group have been effective in
                                identifying deficiencies in the radiation protection and
                                effluents programs. A monthly management observation program
                                was instituted which resulted in increased involvement of site
                                management in plant activities. Weekly supervisory plant
                                valkdowns have been effective in identifying and correcting
                                deficiencies and improvement in housekeeping practices.
                                A continuing concern involved the frequent changes in
                                management personnel, organization, and assignment of
                                responsibility for implementation of the radioactive effluent
                                programs. During the latter part of 1987, the responsibility
                                for offsite dose calculations was transferred from the
                                Radiation Protection Department to the Environmental Monitoring
                                & Emergency Preparedness (EM&EP) Department, with liquid and
                                gaseous effluent sampling being performed.by Radiation
                                Protection, and sample counting by Chemistry. On July 15,
                                1988, responsibility for implementing the effluents program was
                                transferred to Chemistry. By February 1, 1989, Chemistry will
                                have responsibility for effluent sampling. The instability
                                resulting from continuing changes in responsibility for
                                management of'the effluent programs has inhibited the
                                establishment of a program with well-developed procedures and
                                experienced personnel. Due to these changes, the licensee has
                                not always been timely in responding to and taking corrective
                                action for deficiencies identified through internal
                                assessments. During the last month of this assessment period,
                                the Chemistry group appeared to be aggressively working to
                                develop an effective program.
            4
                                          k
          ____
 
. - - _                        __-              .
                        *
                                              .                                                                                        -!
        '
                                    ,        ,                                          10
                                      ,
                                            . .
                            ,
              ,                    .
                          ,
                                                              On February 4, 1988, the licensee experienced an event that.
                                                    /        resulted in a worker receiving a calculated dose to a small
          ,,
                                                              area of skin of whole body in excess of the quarterly limit
                                                            . from a " Hot Particle." Review of this event indicated a lack'
                                                        ^
                                                      <
                                                          .
                                                          ,
                                                              of management oversight with respect to communications.      .
                                                                                                                                    ,
                                                                                                                                      '
                                                              training and implementation of the procedures to control hot f
      ,                                  ,                    particles.    Shortly after the incident, management recognized
                                                              the seriousness of the problem and took prompt and extensive
                -                                            corrective actions to prevent recurrence. The licensee
                                                              accelerated implementation of their hot particle program and
                                                              completed training of all onsite workers on the hazards and                ,
            I                                                controls related to hot particles by April, 1988.                          1
                                                              The licensee resolved most technical issues with appropriate
                                                              conservatism, technical competence, and supporting
                                                              documentation. This was notably demonstrated in the licensee's
                                                              response and corrective actions to the February 4, 1988 hot
                                                              particle incident. With respect to the effluents program, in
                                                              implementing their new Radiological Effluent Technical
                                                              Specifications (RETS), the licensee identified counting times              j
                                                              required to meet new lower limit of detection (LLD)
                                                              requirements for radioactive liquid pre-batch releases and
                                                              composite samples that were unattainable for certain gamma
                                                              emitting isotopes. The long counting times (about 8 hours)
                                                              resulted in difficulties in making releases in a timely
                                                              fashion. It appeared that the licensee had failed to properly
                                                              evaluate their capabilities for meeting the LLD values prior to
                                                              submission of the request for license amendment. After a more
                                                              thorough review of this matter, the licensee submitted a
                                                              proposed license amendment changing the LLD for specific                  ,
                                                              radionuclides, without affecting the bases of the LLD values,
                                                              thereby reducing the counting times.
                                                              The licensee's responsiveness towards resolving the operational            i
                                                              aspects of the liquid effluent issue has not been fully
                                                                satisfactory. While many plans have been presented, NRC                    j
                                                                inspection findings, licensee audits and operational events                '
                                                              continue to reveal the need for additional management
                                                              attention. Changes which would allow operation within the                    j
                                                                envelope of expected events without exceeding 10 CFR 50
                                                              Appendix I values should be completed.
                                                              During this assessment period, the licensee has been generally
                                                                responsive to NRC initiatives and concerns. This included                    j
                                                                implementation of the SALP Board's recommendations from the                  l
                                                                previous assessment, management's continued support of the                    I
                                                                radiation protection program and improvements in facilities and
                                                              management of the dry radioactive waste program. Housekeeping                  ,
                                                                has been effective in minimizing contaminated areas. A number                !
                                                                                                                                              I
                                                                of long outstanding items have been addressed.
                                  -
                                                                One Severity Level III, nine Severity Level IV, and six
                                                                Severity Level V violations were issued during this assessment
                                                                period. The Severity Level III violation involved (1) an
                                                                                                                                  ,
                                                                                                                                3
                                                  1
                                                            }
                                                        *
                                                                                                                                <
                  -____x                l..
 
g:                                                - . _ . _ _
        -    __                                -
                                                                                      - -          - _-                          _ - - - - - - - - _ _ _ - _
                                                                            ,.
h      Q
#        :..
                                                                            .g-
                                                                              '
                '
            '
                        occupationaldosetoaimallareaoftheskinof-the'wholebody
                        of'a worker t'aat' exceeded the regulatory limit, (2) the-failure
                        to notify an individual in writing of his exposure,.(3)'a
-
                        failure to properly instruct workers in precautions and
                        procedures for_ minimizing exposures when working in a " Hot
                        Particle Zone"', and (4) the failure of certain individuals to
                        adhere.to procedures for. control.of personnel exposure. An
                        enforcement conference s was held to discuss the apparent                                                                              ~
                        violations and the license'e's corrective actions to prevent-
                        recurrence. . Based on the' licensee's prompt and extensive
                        corrective actions to prevent recurrence, a Notice Of Violation
                  '
                        was issued without it civil penalty. The other violations
                        identified during:this long assessment period as indicated in
                    -  Table 2,' appeared:to.be isolated occurrences.that did not
                      : indicate a programmatic breakdown in the management of the
                                    ~
                                                                                                                                                                ;
                        radiological controls program. In addition, prompt and
                        effective corrective actions were taken to prevent recurrence.
                      -A' total of 22 LERs were submitted in this functional area.
                        Most:of.the LERs were' attributable to personnel error. One of
                        the LERs was related to the Severity Level III violation and
                        the others appeared to bet isolated events. It appears that
                        additional management' attention is needed to reduce the number
                                                                                '
                        of personnel errors.
                        During the early part of this assessment period, several
                        weaknesses were identified in the ALARA program. The
                        weaknesses were attributable to a lack of QA involvement,
                        training for engineers and foremen, and poor planning.
                        Management's support for the ALARA program, resulted in the
                        implementation of an effective training program for
                        supervisors,' engineering, and the design review staffs. The
                        work planning procedures were revised to include ALARA planning
                        in the initial phases of processing work requests. A new ALARA
                        Policy was issued and ALARA procedures were revised to
                        strengthen the program. For 1986, the licensee expended about
                        505 person-rem with a goal of 165 person-rem. In 1987, the
                        goal was set at 350 person-rem with 299 person-rem expended.
                        For 1988, the licensee's initial goal of 250 person-rem was
                        adjusted to 95 person-rem with about 79 person-rem expended as
                        of November 30, 1988. The long shutdown time and consequent
                        lower source term was a major contributor to the exposure
                        reduction.
                        There has been significant instability in organization and
                        staffing during this assessment period. During most of the
                        assessment period, the. Radiation Protection Manager's (RPM)
                        position was filled on a temporary basis by several
                        individuals. The Chemistry Superintendent's position was
                        staffed with contract employees and experienced a high rate of
                        turnover. The EM&EP group also experienced several management
                        and organizational changes. The changes in responsibility for
                        management of the effluent programs has been a major
                        contributor to these changes. During the last six months, the
  - ,_                    _ _ _ _  -_ - _ _ _              - _ - - _ _ .      __-    ._ - __- __ __-_______ - _ _ __- _ - ..
 
                        . _ _ _                                    __ .    _ _ - _ _ _          _ _ _ - _ _ _ _ _ - _ _ _ _ - _ _ - _ _ - _ _ _ _ _ - _ . _ _ _    _
                                                                                                                                                                        -
      .                              ,          ,
                '                                            a          <
                                                                                            , .
    ,.
  F                                          <,
                                                    ,      l_        ,          ,
                                                                                          >
                                                                                                +y
              ,                                                  ,                  _
(        ,. ,
                                '
                                          .  ,        ..
                                                                  J              [1g , y n!
                      .-
  -
              ..                                  t>
                                              Radiation Protection group appears to have stabilized with keyL
                                              positions staffed with permanent employees that included
                                                                ~
                                              additions-to the technical staff.- In July 1988,.the RPM's                                                          .
                                              position was filled with a permanent . employee, :and as of
                                              October 1988,.the'EM&EP Manager's position was staffed on a
                                            . permanent basis. The Chemistry group continues to be staffed
                                              by contract employees in key supervisory and technical:
                                              positions. The EM&EP Department also has a high number of
                                              contract employees filling positions. .-
                                              The licensee has.made sigr_ificant improvements in the-traiEting
                                                      ~
                                              program. During the last year, the licensee has received full
                                              accreditation of their training programs from.the Institute of
                                              Nuclear Power Operations. A new upgraded General Employee;
                                              Training Program will be. initiated in January,'1989. The
                                              licensee's training and qualification program also included'
                                              contract employees. During this assessment period, there were
                                              several events where deficiencies in training were identified
                                                                                                                                                                    -
                                              as causitive' factors. The licensee took prompt action to-
                                              correct the deficiencies to prevent recurrence.
                                              The licensee has established a satisfactory program for-
                                              performing radiochemical measurements. -Laboratory quality
                                              control and quality assurance activities were substantially-
                                              improved during this period due to improvements in procedures.
                                              Inter-laboratory comparisons of radiochemical measurements were.-
                                              also improved, as the licensee began participating in a new
                                              contract. laboratory intercomparison program. Onsite
                                              intercomparisons with NRC measurements were successful.
                                        2.-    Conclusion
                                              Performance Assessment - Category 2
                                        3.    Board Recommen'ations  d
                                              The licensee'needs to continue their efforts in the staffing of
                                              Chemistry and EM&EP.with permanent employees,.in the
                                              identification and! correction.of deficiencies in the
                                              radioactive effluent programs, and in the control of liquid
                                              waste.
                                                                          ,
                                                                                        ,
                                  C.  Maintenance / Surveillance;            *
                                        1. . ' Analysis
                                              During the SALP period,_approximately 2096 hours of direct
                                              inspection effort were applied in the area of Plant Maintenance
                                              and'Surve111ance. ' Strengths were observed in the work request
                                                system with the installation..of an automated computer based
                                              generation, tracking and retrieval system for work request
                                              documents. Preventive maintenance procedures were completely
                                              revised during this SALP period and included monitoring and
                                                trending of machine vibration, thermography, oil analyses and
-                  _:_ -
 
                                                                                -
r--' r -                          4. , -                                  ,                                                            .            ,        ,
i''- ;-- 1;              1
                                                              '          '
                                                                                                                                    :di*                    'l ; ?,
                                                                                                                                  lt
                                                                                                                                          '
                                                                '                                                                                      '
                    *
                                  } ,, , -                                                                                                  o              E
t[
      ],.,                          n
                                                  '                                          .13                                J                  /
                                                                                                                                                                !'
            :n                      ,4>
                                                                                                                                                                  s
    m O,p'
    ,
                        .
                              ;-
                                        t'
                                                                                                                                    _,.
                                                                                                                                          ,
                                                                                                                                                f
                                                                                                                                                              ,ii ?
                                                                                                                                                              *
                                                                                                                                                                  '
                                                                    mean failure. times. A continuing weakness'during the SALP-
                                                                                                                                        *      '
    '
                '
                                                                                                                                                  'l'
. . . ,                                                                                                                                                  '
[                                                                D period. involved the failure to identify and document material          ,/ .e
L
                                                                    deficiencies when. discovered during repair or. rework of plant'
              p                                                      equipment. For example, repeated trips of.the feedwater heater
                                                                    drain pump were not aggressively investigated.
                                                                    The licensee programs to ensure follow-up and trending of
                                                                    failed surveillance, clearance of! equipment performance of
                                                                    required maintenance and surveillance, Land quality control of
                                                                    safety related materials were found-to be adequate in this
                                                                    period. A strength was.noted in'the generation and revision of
                                                                    maintenance procedures for specific plant equipment. Such
                                                                    procedures had included extensive use of graphics with enlarged
                                                                    views of equipment showing internals. Some weakness was
                                                                    demonstrated in the control of post maintenance testing during
                                                                    'the overpressurization of the AFW system after the SALP period
                                                                    ended. Staffing of maintenance and surveillance organizations-
                                                                    was considered adequate.
                                                                    The licensee had some difficulty in maintaining' secondary
                                                                    dissolved-oxygen levels within procedural requirements late in
                                                                    this assessment period. On one occasion, feedwater oxygen
                                                                    concentration limits were exceeded with the consent of
                                                                    management. However, the need to exceed the procedural
                                                                    requirement was not recognized as a deficiency to be_ evaluated
                                                                    by the licensee's deficiency reporting system.
                                                                    Licensee management was actively involved in the-scheduling and
                                                                    coordination of maintenance and surveillance activities. The
                                                                    licensee was considered to be responsive in addressing NRC
                                                                  . concerns. Maintaining and utilizing current day industry
                                                                    standards for prevenrive and predictive maintenance activities
                                                                    appeared to be a goal of the Maintenance Department management.
                                                                    Action was also taken to reduce work request backlogs, to
                                                                    control and reduce valve packing leaks, and to successfully
                                                                    conduct a secondary side hydrostatic test of the Main Steam
                                                                    system following the large number of significant modifications
              t                                                    made to that system.
                                                                    The principal maintenance weakness observed during this SALP
                                                                    period was insufficient identification and documentation of
                                                                    deficiencies observed during the conduct of planned work                                      f
                                                                    activities or plant evolutions. For example, as discussed
                                                                    above, difficulty in maintaining secondary side chemistry was
                  .>                                                not documented as required. Another example was the licensee's
                                                                          -
b                                                                  : failure to recognize that improperly sized packing had been'    r
#
      C
                      *
                                                                    used for the repacking of the auxiliary feedwater pump during a
                                                                      repair effort. Subsequent failure of the pump seal was
"
      ,
                                    -                                encountered during a start of the pump due to this error. As
  .
                                                                      noted above, after the SALP period, the overpressurization of
          -
                            ,
                                                                      AFW indicated post maintenance testing as another area of                  ,
                                                                      significant concern.
        >
              6
                                --        --- - . - _ _ . _ -
 
  _ , _ . - .          __
                                    . _ - _.                _
                                                                        . - _ - _ . _ .          .
l-                                                                                                                                        s
              ' *
                                                                                                    y    ,
            '
i .
                                                                                        ' .i        '14
                                                                    i
I"
                          .
                  *
i  .
                                                -
                                                        "An'industryLaccredited training program for maintenance and
                                                f; ifsu've111ance
                                                              r                        personnel.was developed and initiated. However,
                                              if          the    -training            of  these personnel was: deficient on at least one
                                              l
                                                i          occasion' late in the period in that' maintenance personnel-and
                                                          supervisors did.not' reject kinked hydraulic hoses that they
                                                          were'avare of on;a feedwater~ valve controller.
    '
                                                          Ten Severity Level'IV'and two Severity Level V violations, and
                                                          one deviation'were issued during the SALP period. The majority
        , .
                                                          of the' enforcement' action was related to a failure to follow
                                            /          ~ procedures or to have an adequate procedure for the work.
                                                          activity in process. While none of the violations was
                                                          individually indicative of'a programmatic breakdown, taken
                                                          collectively ~it appears that additional management attention is
                                                          needed to reduce the. number of maintenance personnel errors.
                                                          During the SALP period, 20 LER's were issued in the area of
                                                          maintenance and surveillance. Of these 20'LER's, six involved
                                                          personnel error, 4 involved installation error, nine involved
                                                          defective procedures and one involved a component failure., The.
                                                          .LER's adequately described the major aspects of the events and
                                                          the corrective actions taken or planned to prevent recurrence.
                                                          Extensive maintenance program development (which included
                                                          procedure revisions) appeared to have resolved the conditions
                                                          which were~ reported.
                                                          Conclusion
                                                          Performance Assessment - Category 2
                                                          Board Recommendations
                                                          Plant management should focus special attention on
                                                          identification and documentation of discrepant material
                                                          conditions and improvement in post maintenance testing.
                                                          Licensee management should continue to emphasize the
                                                          development of-work procedures for specific plant equipment,
                                                          and to improve personnel performance and procedure adherence,
                                                          including the chemistry area.
                            D.                  Emergency Preparedness
                                                1.        Analysis
                                                          The area of emergency preparedness (EP) was the subject or.12
                                                          inspections, including the observation of three (3) exercises,
                                                          during this.SALP period. These inspections represented
                                                          approximately 590 hours of direct inspection effort. The
                                                          resident inspectors assisted the regional inspectors in
                                                          accomplishing the inspections. The previous SALP assessment
                                                          concluded that'the performance in the area of EP was a Category                  l
                                                          3. - Recommendations to improve management support and oversite
                                                        , in numerous. areas of'the EP program were made to Plant
                                                          Management by the previous SALP report.
                                                                                                                                            i
                                                                                                                                            l
                    =      _ - _ _ _ _ _          -___        ___                          .
                                                                                                                                            1
 
                                                                                                                      . - _ _ _ _ _ _ .
                                                                                                                                        '
    .
    i
. .
                                    15
l        .
      .
          There has been a significant improvement in the management
          support of the emergency preparedness program during the SALP
          period. At the beginning of the period management support was
          poor, reflective of the SALP 3 rating. The changes in upper
          management during the last two years have brought increased
          support for emergency preparedness to the extent that presentiv
          it is considered a strength, particularly with respect to
          devoting resources necessary to insure an adequate capability
          is maintained. Considerable contractor support was obtained to
          provide adequate support for the changes needed to be made in
          emergency preparedness. The required changes included a major
          rewrite of the Emergency Plan and implementing procedures and
          significant improvements in the records system and emergency
          preparedness training program.
          Technical issues associated with dose assessment and
          meteorology have been addressed during this SALP period.
          Needed improvements in the area of meteorology were identified
          and are being implemented. In the interim, the licensee has
          made adjustments to the dose assessment program to better
          address the uncertainties in the meteorological data.
          The licensee has displayed an increasing responsiveness to NRC
          initiatives. The changes to the Emergency Plan and
          implementing procedures that were made support this finding.
          In addition, the responses to the violations identified during
          the SALP period have been more complete during the latter part
          of the period.
          Three minor violations of NRC requirements were identified
          during.the course of the assessment period. Two of the
          violations' appeared to result from a failure by aiddle
          management (EP managtement at the time) to assure identified
          deficiencies were corrected in a timely and thorough manner.
          There was considerabia variation in the licensee's emergency
          preparedness staffing during the SALP period. At the beginning
          of the period the supervision and staffing was weak. Shortly
            thereafter, supervision was strengthened in an effort to
          correct the many problems that existed. In addition, a number
          of contractor personnel were hired to provide adequate staffing
            to accomplish the numerous tasks to be performed. During the
            last half of the SALP period supervision of emergency
          preparedness was in a state of flux due to several persons
            filling the supervisor's position. At the present time the
            staffing appears to have stabilized with the hiring of a new
            employee to the position of Manager, Environmental Monitoring
            and Emergency Preparedness. Also, permanent emergency
          preparedness positions have been established to eliminate most
            of the need for contractor support.
          At the beginning of the SALP period the emergency preparedness
            training program was considered to be a significant weakness.
          During the last two years the licensee has expended
                                                                                                                                          !
                                                    . _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ - _ _ _ _ _ _ - _ _ _ _ _ _ _ _      _ _
 
                                              . -.  _ _ _ - - - _ _ _    __- -____ - _ _ _ _ _ _
                                                                                                  ____ _ _ - _
    li
      4
                  t                                                  .16
          '          '
                        ,
                                                                                                    ,
                  . ,
!-
                                considerable' effort to improve this training ~ program. The
                                program is now well defined and lesson plans'have been.
                                prepared.- The exercise results have demonstrated the
                              111censee's ability to. respond to emergencies and identified
                              . areas for improvements.
l
                          2.  Performance Rating
                              ' Category 2, improving trend.
                          3.  Board Recommendations
                                Continued management oversite to insure emergency preparedness
                                continues to improve and that identified problems are corrected'
                                in a thorough and timely' manner.
                        E. Security
                          1.  Analysis
                t
                                During this SALP assessment period, Region V conducted seven
                                physical security inspections at Rancho ~Seco. _ App oximately
                                480 hours of direct inspection effort were expendeo by regional
                                inspectors. In addition, the resident inspector s provided
                                continuing observations in this area. There were no material
                                control and accounting inspections conducted during this
                                assessment period.
                                The previous SALP report recommended that licensee management
        ' "
                                expand their support.to the overall security' program. Since
                                the initial operation of Rancho Seco..the Security Department
            ,                  reported directly to Corporate Security, located approximately
                >
                              <35 miles from the site. In January.1988, the site Security
                                Department severed their direct tie with Corporate Security!'
  ,
                                and commenced reporting directly to plant management. This-
                                change, together with a major reorganization of the security
              a-              organization has improved the efficiency of the Security
                                Department by realigning key security positions and
                                responsibilities. The reorganization of the Security
                                Department has also improved the licensee's ability to                              s
                                implement remedial measures to correct deficiencies identified                        ,
                                in the course of both internal and NRC security inspections.
      <
                                On March 7, 1986,.approximately four months prior to this SALP
                                period, the licensee published a Security Performance
                                Improvement Plan (SPIP) for security operations at Rancho Seco.
                                This SPIP identified 79 separate actions the licensee intended
                                to complete in order to upgrade their security program to'
                                resolve earlier NRC concerns. Additionally, in response to the                            ;
                                                                                                                            '
                                September 1987 NRC Regulatory Effectiveness Review (RER)
                                report,'the licensee identified 19 additional actions. The
                                majority of these actions have been completed, and have
                                provided the licensee with an increased capability to defend
                                against the design basis threat.
                                                                                                            - _ - _ _    -
 
                                      .
                                            ..          ,
                                                                -        -
                                                                              , ;r,
x                                            .                .    ,
                                                                      ,    .y
                                                          '
                      .'                                        W
                                                                              *
  ,
                                >
                                                            [        17  ;
                                                                                            '
                                        The previous SALP$ report also identified problems'with security
                                        force training. During this assessment. period,''as a~ result of  .'o
                                        the Security Departments' reorganization, the Training ~Section.-
                                        assigned a' permanent supervisor, increased their training
                                        staff, and acquired larger training support facilities.-
                                        Increased management emphasis.resulted in development of a
                                        Special Weapons and Tactics (SWAT) security response force, and
                                        upgraded annual refresher training.
                                        The previous SALP report also encouraged licensee management to
                                        increase the frequency of compliance monitoring-of the. security
                                        program. As a result of their SPIP, and the reorganization of.
                                        their Security Department, the full-time security auditor
                              <          (assigned to Corporate Security) coordinates his compliance-
                                        review with the licensee's Quality Assurance Department'.
                                        Security management has continued to' demonstrate a coordinated
                                        effort with other plant staff in preventing safetylsecurity
                                        problems at Rancho Seco. Currently, a new site radio _-
                                        communication system is being installed which will increase the
                                        overall communication ability'of the Operations and Security-        -
                                        Departments. The licensee anticipates initial operatian of-
                                        this new radio system by January, 1989.
                                        During the assessment period, thirteen information notices
            .                          related to security were issued. The licensee's actions, as
                                        reviewed to date, were found to be appropriate.
                                        The enforcement history.for the period-of July 1, 1986 through
                                        December 31, 1988 includes-five Severity Level IV violation's
                                        for the licensee's failure to: . provide adequate illumination
                                    'of an area inside the protected area; provide two physical
                                        barriers for the protection of vital equipment; provide proper
                                        storage protection for safeguards information; deny site-access
                                        to' unauthorized personnel; and, test access alarms for certain
                                ,. vital-area portals. Additionally, tiue enforcement history
                                        included'one deviation for the licensee's failure'to adequately.
                                        . revalidate security badges every 31 days.
                                            L.        _s
                                        During"this SALP p3riod,. Rancho Seco reported 51 safeguards .
                                        events. Three of these events. occurred after the October 1987
                                        change (in the reporting requirements of 10 CFR 73.71(c), and
                                    , thus were reported in the Licensee Event Report (LER) format.              l
                                        These events reinted to: repositioning plant toggle switches            !
                                  ' :(21); unauthorized (mistaken) entry into plant vital areas
                                        '(14); loss of security computers (4); bomb threats and
                                        threatening telephone calls (4); unlocked vital area portals
                                        (2); inadequate compensatory measures (1); degraded vital area
                                        barrier (1); drugs found inside protected area (1); cutting of
                                        equipment wires (1); unescorted visitor inside protected area
                                          (1); and security-related document found on site (1); The            '
                                                                                                                ,
                                        majority (94%) of these events occurred during the first half
                                        of the SALP assessment period.                                        j
                                                                                                                .
                                                                                                                l
    _ _ . _ - _ - _ _ _ _ - _
 
                                                                                                    _ _ - . - _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
    ,
                                                                                .;
                                                                                                                                    , .,.
          ..
    "*,                                                                        18=
        i                              ~..
          ,
                                                    In' response'to the August 1986, NRC! policy statement on' Fitness.
                                                    for Duty of nuclear power plant personnel, licensee management;
                                                    continues toisupport.their established Fitness for Duty.
                                                    Program. This program, applicable to all licensee and contract
                                                    . personnel, consists primarily'of: Pre-Enployment Drug
                                                      Screening; Medical Clarification Examinations;~ Routine Testing                      ,
                                                    After. Employment; For-Cause Drug Testing;-and an Employee
                                                    Assistant Program. The medical clarification examination is
                                                    . administered on 'a rardom basis, and. consists of a short.
                                                    . physical examination designed.to: determine the presence of.
                                                      drugs and alcoho1~in the employee's system, plus a medical /
                                                    psychological. evaluation. Licensee employees who work'on or
                                                      operate vital; equipment, and contract employees granted access
                                                      to' site vital areas, qualify for this examination.. If, in the-
                                                    judgement of the examining practitioner, the employeeLis.
                                                      considered to have indications of drug or' alcohol use, the
                                                      employee is required to submit to.a drug and alcohol urine
                                                      screen. ,The. routine testing after employment,.is required when
                                                      a' physical ~ examination is. mandated by a' regulatory' agency.
                                                      Additionally, the licensee's Program includes the random'.
                                                      unannounced use of' drug detection dogs inside the protected
                                                      area.
                                                                                              '
                                              '2.  .' Conclusion-
                                                      Performance Assessment - Categ'ory 2.
                                                            ,
                                              3.    Board Recommendation
                                                      Licensee management is encouraged to continue their support to
                                                      the overall security program, and to finalize ongoing
                                                      improvements identified in the Security Performance-Improvement
                                                      Plan, and the responses to the RER report.
                                          F.  Eng,ineering/ Technical Support
                                                1.  Analysis
                                                      During the SALP period, approximate 1. 1902 hours of direct
                                                      inspection effort were applied to the Engineering / Technical
                                                      Support area.    In addition to continuing coverage by the                          !
                                                      resident inspectors, a NRC Augmented System Review and Test
                                                      Program (ASRTP) team inspection was performed along with
                                                      enhanced observation by senior regional staff. The major
                                                      weakness in this area involved the discovery of significant
                                                      inadequacies in the control of. design and engineering work,
                                                      largely resulting from'a poorly defined plant design basis and
                                                      insufficient attention to plant design details. In contrast, a
                                                      strength observed during the latter part of the SALP period
                                                      involved the self-critical attitude demonstrated by senior SMUD
                                                      management in acknowledging the need for improved' performance
  ,
                                                      in this area, including engineering reorganization.
L
l
                                                                                                                                          i
I
            - - - - _ _ _ - - - - _ .                                                                                                    i
 
              . _,_          ,-
                2n ?
                    ,v. f l
                                            *
            '                          *
                    , *                      y.  "
                  7        '
                                                                19'
        ,
                                t
                            *
                      .
                                    'The initial findings of the NRC ASTRP inspection identified
                                      several weaknesses in engineering involvement in the resolution
                                      of problems identified by the licensee's . systems ' review and                l
                                      test program. The team also identified.several deficiencies
                                      with some engineering analyses for ongoing system
                                      modifications. SMUD management subsequently developed and
    ,
    '
                                      implemented an innovative Engineering Action Plan (EAP) to
                                      restore confidence in' the Rancho Seco engineering design and
                                      design process. The EAP included organizational,
                                      administrative, and cultural changes to provide a better
                                      definition of responsibility and authority for engineering
                                      activities. -SMUD also contracted with an independent group of
                                      technical consultants to perform an expanded ASTRP (EASTRP)
                                      inspection similar to the NRC inspection on the. remainder of
                                      tha systems not previously inspected by the NRC.
.
                                      A revision to the EAP provided further technical aspects of the.
                                      plan. This included:
                                              Upgrading the engineering design change process to improve
                                              the control and quality of future work.
                                    ~*        Review of calculations for technical accuracy and
                                              completeness.
                                              Review of' technical work performed during the outage to
                                              assure design adequacy.
                                      *
                                              Reestablishment of the plant system design bases.
                                      The EASTRP was performed and the EAP initiated prior to
                                      restart.    An evaluation of E.iSTRP by the NRC ASTRP inspection
                                    . team concluded that the EASTRP' inspection process provided
                                      adequate confidence that any significant problems with the
                                      design of Rancho Seco were being identified before restart.
                                    The NRC ASTRP team also assessed the EAP and concluded that the
                                      EAP appeared to improve the quality of calculations and analyses
                                      performed to support system design. Although many aspects of
                                      the EAP were completed prior to plant restart, many other
                                      portions of the EAP remain to be completed. The second
                                      revision'of the EAP, dated September 16, 1988, was issued to
      "
                                      identify items completed and the long range items still to be                '
                                                                                                                    .
  ,
          ,                          finished. One of the more significant aspects of the EAP that
                                      remains to be completed is the establishment of system design
                                      basis documents. The licensee has agreed to complete the
                                    . initial portion (14 systems) of this very extensive program by
                                      the'end of the next refueling outage.
                )
                        -            Plant restart was contingent on several major system additions
                                      and modifications. Engineering performance to support these
        *'
                                      projects.was excellent. Operational safety was enhanced
                                  ,  significantly by the addition of the Emergency Feedwater
                                      Initiation and Control (EFIC) system and the Safety Parameter
                                                                                                                      i
                                                                                                                      !
                                                                                                        - _ ----- J
 
                              -_, _.
                                                                                                                                    .
Hj        11,        7 v ;' '        , i
                                                                                                                  ~
                                                                                                                              i
    t                                    ,'                                                                      c
                                                                                                                            ,
                                                                        20
f,*                          ,
                                  ,            ,
                                                  t
  :                ,  ..
              .-
                                              Display System (SPDS).    Hardware reliability and human
                                              engineering features associated with these, relatively complex,
                                              systems are indicative of SMUD's capacity for engineering
                                              excellence.
                                            The addition of two diesel generators and modifications to the
                                              emergency electrical distribution system are additional:
                                              examples of excellent engineering capability and performance.
                                              Diesel engine vibrations and cable routing discrepancies,
                                              tasked the engineering organizations ability to respond to
,                                          . unexpected problems. In both instances, these complex issues
                                            were resolved in a thorough and professional manner.
                                            Three enforcement items were identified in this functional
                                              area. Specifically, one Severity Level IV violation was
                                              identified for failure to establish written procedures for
                                              radiographic inspections of decay heat removal pump drain
                                              lines; one Severity Level V violation was identified for an
                                              inadequate drawing - four different welds had two redundant
                                            weld number identifiers; and a deviation was identified for the
                                              use of silicone sealants in the essential HVAC system.
                                            During this SALP period 11 LERS were attributed to this
                                              functional area. All of the LERs resulted from technical
                                            discrepancies such as the lack of channel isolation devices for
                                              two channels of the Reactor Protection System power summing
                                            amplifier.
                                            The extended outage during this SALP period required increased
                                            technical manpower to support the varied modifications that
                                            were initiated and completed. Licensee technical staff was
                                            heavily supplemented by contract personnel to' support the
                                            workload. The supplemental contractor work force was reduced
                                              following completion of the modifications and upon plant
                                              restart.    Despite the heavy workload, no significant
                                            discrepancies were attributed to the adequacy of technical
                4
                                            staffing.    Similarly, effectiveness of training and
                                            qualifications of the technical staff appeared to be sufficient
                                            for the technical tasks that were being performed.
              '
                                            The licensee has been very responsive to NRC initiatives and
                                            has taken extensive corrective action to improve the quality of
                                            ~ engineering's activities.    For example, a new design control        ,
                                            process utilizing a design change package (DCP) approach was                              ,
  4
                                            established. Although the licensee's corrective actions
  c
          '
                                            appeared to be extensive and complete, no new engineering                                ,
      ,
        ?
                                            products were available for audit to determine the
                                            ~e effectiveness of the licensee's revised design control process.
                                                                                                                              f
                                            A number of significant weaknesses were identified by both the
                                            NRC and licensee in past procurement practices utilized by the
                                              licensee in the purchase of safety-related parts.      Of specific
                                            concern to the NRC was the practices used to upgrade commerical
                                                                                                                                        ,
                                                                                                                      _--_-______.__-__b
 
E
F    -
                                                                                    1
h-                                          '21
          -
        .
                    grade parts for use in safety-related' systems. The practices
                    utilized in procurement'before July,'1987 were not adequate.
                    The licensee revised their procurement program to incorporate
                    improved practices to prevent use of substandard parts in
                    safety related-systems.
                    Afterithe SALP period, the overpressurization of the AFW system
                    event revealed >two weaknesses:in this area as related to this
                    event: weak engineering oversight of maintenance activities
                    and continued weakness _in procure.,ent.
                    Conclusion
                    Performance assessment - Category 2
                    Board Recommendation
                    Management attention is needed to maintain a permanent, stable
                    site engineering staff. Engineering efforts to complete the
                    design basis records' project should continue, and a review of
                    the effectiveness of the current design change process should
                    be conducted once a representative sample is available.
                    Management attention is needed to enhance engineering oversight'
                    of maintenance activities in light of the AFW overpressure
                    event.
            G. Safety Assessment / Quality Verification
              1.  Analysis
                    During the SALP period, approximately 5739 hours of direct
                    inspection effort were applied in the area of safety            i
                    assessment / quality verification. Significant strengths noted
                    during the SALP period included the implementation of a root
                    cause analysis process and an aggressive approach by management
                    to involve outside organizations, mainly INPO, in reviewing
                    problem areas and providing recommended corrective action.
                    However, several significant weaknesses were also noted in this
                    functional area. These included the need for more aggressive
                    use of the licensee's nonconforming condition reports (termed
                    potential devia: ions from quality (PDQs) by SMUD), and a lack
                    of progress in the completion of several post-restart
                    commitments such as the creation of design bases.
                    Over the lengthy evaluation period, many technical submittals
                    were reviewed by the staff. These included technical
                    specification change requests, NUREG-0737 items, exemption and    j
                    relief requests, responses to generic letters, licensee          j
                    activities related to resolution of safety issues, and
                    responses to other regulatory initiatives. The plant was shut
                    down for a significant portion of the evaluation period because
                    of major problems at the plant that required full technical
                    resolution prior to restart. Several of these issues involved
                    a substantial interface with the NRC technical staff. Issues
_ _ _
 
  _ _ _ _ _ -_
              .
                          '
  *
                                              22
                  *
                ,
                      included addition of two emergency diesel generators,
                      environmental qualification, fire protection, upgrades to
                      emergency feedwater and instrument air systems, addition of
                    hydrogen recombiners, establishment of a minimum meteorological
                    monitoring program, system review and test program, reactor
                      trip system reliability modification, and others.
                    Licensee submittals were generally found to be adequate and
                      responsive to the subject matter. Contractor assistance and
                      licensee management ~ oversight of the contractors appeared to be
                      adequate as reflected by the submittals.
                    A conservative approach to fire protection issues has been
                      evident. However, two supplemental changes were submitted up
                      to a year after the original amendment submittal. This was
                      indicative of a lack of attention to detail.    Specifically, all
                      parts of the technical specifications that needed to be changed-
                    were not considered. These changes resulted from oversights
                      that failed to incorporate original plant areas in tables and
                      charts. .This oversight appeared to be inconsistent with other
                      submittals and was considered to be an isolated case.
                                                                                                                    "
                      Inspection activities during the SALP petiod resulted in the
                    ' identification of twelve enforcement items. Specific
                      enforcement topics included two Severity Level IV violations
                      for inadequate closure of nonconforming condition reports;
                      three Severity Level IV violations for inadequate control of
                      safety related material in the warehouse; one Severity Level IV
                      violation for not performing a 10 CFR 50.59 evaluation for
~
                      gagging two decay heat removal (DHR) system relief valves; one
                      Severity Level IV violation for failure to perform cable
                      routing inspections; one Severity Level IV violation for
                      performance of liquid penetrant inspections of the spent fuel
                      pool liner plate without appropriate acceptance criteria; one
                      Severity Level IV violation for numerous housekeeping
                      violations; and one Severity Level V violation for failing to
                      retain radiographic records of degraded DHR lines.
                      The two violations identified for failing to write
                      nonconforming condition reports were indicative of a persistant                                I
                      hesitancy on the part of licensee personnel to report
                      nonconformances properly. A preference to use work requests
                      for identifying and correcting nonconforming conditions was
                      noted on several occasions. This demonstrated the reed for
                      greater management emphasis to enaure nonconformances are
                      properly identified.
                      No LERs were specifically attributed to this area. However,
                      weaknesses in the licensee's safety assessment and quality
                      verification performance contributed to numerous LERs such as
                      the cable routing problems, the AFW pump packing material
                      discrepancy, and non-inclusion of containment isolation valves
                      in the local leak rate test program.
                                                                                      - - - - - - - - - - - - - - _
                                                                                                                    i
 
        .-__ _ -
                                  '
  l              .                                  . 23 '
                      '
    ..
                  .
                    *
                          ' On 'several ' occasions during this SALP. period, the licensee
                          : demonstrated a willingness to review its own programs to
                          " identify weaknesses. These reviews included EASTRP, INPO
                            readiness for operation evaluation, Babcock and Wilcox
                            transient assessment team evaluation, and independent
                            assessments of the QA program. These reviews demonstrated
  p'                        increased willingness by the licensee to be self-critical and
                            to learn from the expertise of outside organizations.
                            The licensee's qu'ality verification program has shown
                            improvement in various areas such as increased on-the-job QC
                            inspectAon of maintenance and modifications, performance of QA
                            surveillance and the implementation of a new nonconforming.
                            condition reporting program.
                            In March, June and August of 1988, an enhanced operational NRC
                            inspection team evaluated performance of operating crews and
                            supporting organizations during the plant's power ascension
                            from the extended shutdown period. The team observed that the
                            Plant Review Committee (PRC) did not include department level
                            managers. This weakness has since been corrected by inclusion
                            of several department managers on the PRC. During an extended
                            inspection of the Augmented System Review and Test Program
                            (ASRTP) between December 1986 and February 1987, it appeared
                            that QA and the Management Safety Review Committee (MSRC) did
                            not actively review closeout of audit findings. Additionally
                            QA audit and surveillance programs were not providing plant                            ;
                            management with adequate feedback of safety activities.
                            Subsequent inspections by the inspection team confirmed that
                            these problems had been corrected.
                            Staffing, training, and qualifications of the licensee's
,
                            Nuclear Quality Department and Licensing Department appeared to
'
                            be adequate during the SALP period.                                                    1
                            Toward the end of the SALP period, Region V inspections
                            observed that the licensee was not completing post-restart
                            commitments as scheduled. Management meetings between the
                            licensee and NRC Region V, on November 14, 1988, and December
                            12, 1988, were held to review SMUD's commitments.for work to be
                            accomplished post restart, including the various aspects of the
                            EAP that remain to be completed. During the meetings, the
                            licensee agreed that numerous near and long term items still
                            remained to be completed, but reaffirmed its original
                            commitment to promptly resolve the near term items.
                      2.  Conclusion
                            Performance Assessment - Category 2
                      3.  Board Recommendations
                            The licensee should ensure the full use of the established
                            system to identify and resolve nonconformances. The licensee
                                              i
                                                          b
                                                                                            _ . _ . _ _ . _ _ _ _ _
 
  _ _ _ _
      ,
'
                                              -24
            '
          .
                      is encouraged to complete action on the near term commitments
                      as previously agreed upon.
              H. Startup Testing                    .
                Analysis
                During the SALP period, significant inspection of startup testing
                was performed. Strengths were observed in the integrated system
                functional testing approach and in the development of a system
                status report which documented known past problems with specific
                plant systems. A significant strength observed was an. initiative by
                the licensee to develop and implement an inspection technique which
                was patterned after the NRC's Augmented System Review and Test                                  !
                                                                                                                l
                Program (ASRTP) inspections that identified. plant system performance
                or documentation problems. A weakness identified during the early
                portion of the SALP period was the initial planning and completeness
                of the test program.
                The NRC inspected licensee startup testing activities during hot
                functional testing and power ascension, with particular attention to
                the adequacy of special test procedures and clearance boundaries,-
                where used. Evaluations were made of the adequacy and depth of the
                testing to determine whether the specific system under test was
                performing according to the design bases of that system. A specific
                strength was noted in the licensee's responsiveness to NRC
                identified problems in the Auxiliary Feedwater system and the onsite
                electrical distribution system during the ASRTP inspection.
                Licensee management actively participated in the generation of the
                test program purpose and scope. An extensive program was undertaken
                to identify and document known past problems with the thirty-three
                selected systems which were determined by the licensee to be
                important to safety. This high integrity system was used as an
                input source to the test program development.
                Specific system functions and test requirements were soundly and
                thoroughly documented within a system status report (SSR) document.
                Technical and management reviews were conducted by the Plant Review
                Committee and were effective in identifying potential underlying
                  test problems.    10 CFR 50.59 reviews were conducted prior to the
                conduct of each test with adequate documentation of the test's
                  technical rationale. The program was conducted slowly,
                methodically, with high management attention to ensuring preparation
                  for each testing evolution.
                A weakness was observed in the identification and documentation of
                  conditions which were potentially detrimental to quality.
                  Specifically, during a portion of the loss of offsite power testing,
                  a deficiency was identified with an emergency diesel generator. The
                  deficiency was not reported on the Jicensee's nonconformance
                  reporting system. Significant management attention was subsequently
                  devoted to the identified problem with both the specific hardware
                                          ,
                                                                        --          _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
 
r                                                                        - - - -    - - - - - - - - - - ---
                                                                                                            - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
                                                                                                                                                  -
                                                                      9.
        a                                                      <
  .
                                                                                  25
                                    '
                  .
                                          deficiency being resolved and the programmatic > problem being
                                          resolved.
                                          No enforcement action was issued during the SALP period in this
                                            fun'tional
                                              e      area. 'Two LER's'were submitted documenting a start of
                                          the emergency diesel generator (emergency safety features -
                                          equipment start) and a reactor trip following a preplanned turbine
                                          generator trip. The licensee's corrective action for these LERs was-
                                          appropriate.
                                          During the period of significant testing, staffing was adequate and
                                            commensurate with testing in process. Expertise of the testing
                                            staff was adequate for both the management of the program and
                                            conduct of testing.
                                          Conclusion
                                          Performance Assessment - Category 1
                                            Board Recommendations
                                          The licensee's effort in this functional area has been completed
                                            except for some minor testing at the 100% power plateau. Lessons
                                            learned-from this program should be evaluated for application to
                                            routine post maintenance testing in light of the auxiliary feedwater
                                            overpressurization event.
                                  V.  SUPPORTING DATA AND SUMMARIES
                                      A.. Enforcement Activity
                                          Three resident inspectors were assigned to Rancho Seco during the
                                            SALP assessment period. 100 inspections were conducted during this
                                            lengthy SALP period that encompassed the extended shutdown of Rancho
                                            Seco.  Significant team inspections included:
                                            *
                                                  Two NRC headquarters Augmented Systems Review and Test Program
                                                  Inspection Teams during 1986 and 1987
                                            *
                                                  NRC headquarters Operational, Readiness Inspection Team in 1988
                                            *
                                                  NRC headquarters Procurement Inspection Team in 1988
                                            *
                                                  Regional Enhanced Operational Inspection Team in 1988
                                            A total of 15, 27 hours of direct inspection were performed during
                                            this SALP period. A summary of inspection activities is provided
                                            in Table 1 along with a summary of enforcement items from these
                                            inspections. A description of the enforcement items is provided in
                                            Table 2.
                                      B.  Confirmatory Action Letters
    - - _ _ _ - _ _ - _ _ _ _ _ _
 
                _ _ - _ -
                                                                                                                                                      i
  '
              .
                                                                                                                                                      ;
        .                                                                    26                                                                      ;
                              *
                                                                                                                                                      l
              ..
                                            One Confirmatory Action Letter (CAL) was issued ouring this
                                            assessment period. The letter confirmed licensee corrective action
                                            activities for the December 12, 1988 main feedwater pump trip event.
                                            Shortly after the appraisal period ended, a CAL was also issued
                                            concerning the licensee's planned actions following the
                                            January 31, 1989 auxiliary feedwater system overpressurization
                                            event.
                                      C.    AEOD Events Analysis
                                            The Office for Analysis and Evaluation of Operational Data (AE00)
                                            reviewed the licensee's events at Rancho Seco and prepared a report
                                            which is included as Attachment 1. AE00 reviewed the LERs and
                                ,
                                            significant operating events for quality of reporting and
                              4
                                            effectiveness of identified corrective actions.
L                                    D.    Detailed Description of Licensee Ac.tivities                                                    -
                                                                                                                                                    ,
                                          '*
;        ,"
                                                  Before the December 26, 1985 transient, a number of criteria
                                                  (performance level monitoring, plant performance statistics,                                  ,
                                                  ~ and systematic assessments of licensee performance had
  '
    .
            '
                      .
                      '
                                                  indicated that Rancho Seco was below the industry norm for
                                                  similar plants.      This, plus a 1984 evaluation by a consultant,
        '
                                  .
                                        -
                                                  moved the licensee's Board of Directors to take action to
                          ,
                                  *
                                                  improve the performance level at Rancho Seco. Before these                                  ,
                                                *
                                                  actions were implemented, a number of undesirable operating                              >/
                                                  experiences, culminating in the event of December 26th, further
                            i                      demonstrated the need for performance improvement. On the
      ,
          "                        ,
                                                  besis of the review of the December 26th event by the NRC and
                                                  the utility, the licensee developed the " Rancho Seco Action
                                                  Plan for Performance Improvement."
                                                  The initial portions of that plan were implemented as the Plant
                                                  Performance and Management Improvement Program (PPMIP). The
                                                  PPMIP was designed to systematically evaluate the plant, its
                                                  systems'and their operation, and the management programs and
                                                  organization necessary to support the safe and reliable
                                                  operation of Rancho'Seco. The specific goals of the PP&MIP
                                                  were to:    (1) reduce the numoer of reactor trips, (2) reduce
                                                  challenges to safety systems, (3) ensure that the plant remains
                                                  within allowed ranges of rea,: tor coolant system pressures and
                                                  temperatures immediately follwing a reactor trip, (4) ensure
                                                  compliance with license requirements, (5) minimize the need for
                                                  operator actions outside the control room, and (6) improve the
                                                  reliability and availability of the plant. On the basis of
                                                  anticipated benefits from the PP&MIP, the licensee established
                                                  near-term performance goals for retur ning Rancho Seco to power
                                                  operations. Those goals included plant availability exceeding
                                                  60%, a forced outage rate of less than 10%, and fewer than
                                                  three reactor trips per year.
                                                  During the extended shutdown period, the licensee developed a
                                                  system review and test program (SRTP) the objective of which                                        ,
                                                  was to demonstrate, before plant restart, that systems                                            f
                                                                                                                                                        i
                                                                                                                                                        1
                                                                                                                                                        l
                                                                                                                                                      J
                                                                                                                  . _ _ _ _ _ _ _ _ _ - _ _
 
      .
    *
                                      27
  .
  -
          .
        .
              important to safety were capable of performing their required
              function. The SRTP was performed by the licensee to provide a
              comprehensive review and functional demonstration of 33-
              selected systems that were important to safe plant operation.
              The licensee's SRTP identified the functional decription for
              the 33 systems, design changes or modifications required for
              the systems, testing necessary to demonstrate functions
              important to safe plant operations, and final acceptance of the
L  ,
              systems.                                                                                .
t  -
            *
              On November 21, 1986, while attempting to fill, vent and
              pressurize the primary system, approximately 11 of 35
              pressurizer heater. bundles were damaged when the heaters were
              energized without sufficient water covering them. Operators
              disregarded correct pressurizer level indications due to'
              incorrect status information for properly functioning level                                y
              chcnnels. The operators relied on the remaining level ~ channel,
              which had a drained reference leg caused by loosely controlled
              troubleshooting of the level channels (operators being Onaware
              of that condition).
            *
              On March 15, 1988 and on March 21, 1988, while the plant was in
              hot standby, letdown system relief valves PSV-22031 (March 15,.
              1988) and PSV-22024 (Harch 22,1988) lifted and resulted in a                          ,.
              discharge of water from the letdown system to the Reactor      4
                                                                                                  "
              Building sump. The cause of both events was a steam / water
              transient involving isolation of letdown system piping and heat
              exchangers, flashing of water to steam in the low pressure
              area, and rapid expansion of the steam.
            *
              On August 6, 1988, as part of a planned Emergency Feedwater
              Initiation and Control System (EFIC) test, the reactor was
              manually tripped from 80 percent power and EFIC was manually                                ;
              initiated. Both auxiliary feedwater (AFW) pumps started as
              designed. Approximately one hour after both AFW pumps started,
              smoke was observed in the vicinity of the outboard packing
              gland of AFW pump P318. P318 was immediately secured and the
              EFIC test was completed using the other AFW pump, P319.
              Subtequent licensee investigation determined that an identical
              AFW pump packing overheating event had previously occurred on
              July 7, 1988. The event was attributed to the installation of
              incorrectly sized vendor supplied packing.
            *
              On December 12, 1988, while conducting a plant startup, with
              the reactor at 12 percent power, and one of two Main Feedwater
              (FW) pumps inoperable, feedwater flow to the Once Through Steam
              Generators (OTSG) was reduced significantly by fluctuations of
              the steam pressure to the operating FW pump turbine. The
              reduced FW flow resulted in low OTSG 1evels reaching the EFIC
              system actuation setpoint and initiation of EFIC. Proper OTSG
              1evels were reestablished by EFIC. The operators subsequently
              manually tripped the reactor with the belief that main
              feedwater was no longer available. The initial response of the
              plant to the reactor trip was normal. However, the licensee
                                                                                _______________ -
 
      _ _ _ _ . __ -  -    -      -        -                                                                  _
                                                                                                                  i
    ,e                                                                                                            !
  *
                                                        2 8 ..
                                              .o
        4
                          soon became concerned that the reactor coolant system was
                          cooling down more than expected, due to continued steaming from
                          the?"B" OTSG, and, by procedure isolated AFW flow to the "B"
                          OTSG. This resulteduin emptying the 'B' OTSG for approximately
                          15 minutes. The licensee located an unexpected steam demand
                          from the auxiliary steam supply to the fourth point FW heater,-
                                                                ~
                          isolated the auxiliary steam to the fourth point FW heater, and
                          - refilled the  "B"    OTSG.  Subsequent licensee analysis attributed
                          the initiation of the event to operator actions while manually
                          controlling.two different auxiliary s, team pressure reducing
                          stations for the steam. supply to the' low pressure FW pump
                          turbines.
                      *
                          On January 31, 1989, after the SALP period, while testing a                            )
                          newly installed governor for the. dual-driven auxiliary                          ,,
                          feedwater pump, the steam turbine for the pump oversped. The
                          auxiliary feedwater system pressure was estimated'to have
                          reached approximately 3800 psig for about three minutes. The
                          system design pressure is 1325 psig. The NRC and licensee
                          investi'/ation of this event revealed weaknesses in post
                          maintenance testing, communications, maintenance program, use
                          of generic information, and procurement.
                                                                                                                  ,
l
1
l                                                                                                _ _ . _ _ ____j
 
                                                                                          -_- - . _ _ _ _ _ _
    .
  1
.
          *
      .
                                                TABLE 1
              INSPECTION ACTIVITIES AND ENFORCEMENT SUKHARY_,(Gi/01/86 - 11/30/88)
                                              RANCHO SECO
                                    Inspections Conducted      Enforcement Items
        Functional                  Inspection *      Percent  Severity Lovel**
        Area ***                    Hours          . of Effert I  II  III IV      V    D
        A.    Plant Operations        4029            26.1    -    -    -
                                                                                  3    -            -
        B.    Radiological            664              4.3    -    -
                                                                          1      9    6            -
              Controls
        C.    Maintenance /            2096            13.6    -    -    -
                                                                                10    2            1
              Surveillance
        D.    Emergency Prep.          590              3.8    -    -    -
                                                                                  3    -            -
        E.    Security                407              2.7    -    -  -
                                                                                  5    -
                                                                                                    1
        F.    Engineering /            :1902          12.3    -    -  -
                                                                                  1    1            1
              Technical Support
        C.    Safety Assessment /      5739            37.2    -    -      .
                                                                                12    2            -
              Quality Verif.
                                    __                          _    _    _      _    _          _.
                    Totals          15427            100.0              1    43  11              3
        *    Allocations of inspection hours to each functional area are
              approximations based upon NRC form 766 data.
        **    Severity levels are in accordance with NRC Enforcement Policy (10 CFR
              Iart 2, Appendix C).
        ***  Inspections hours for the special functional area of startup testing were
              not distinguished in the NRC Form 766 data. Those hours were included in
              the other functional areas and predominant 1v were included in the hours
              for plant operations.
                                                  ,                            ,
                                                                                          - - _ - - _ _ - _ _ _ _ - -
 
                                                                  .                                              _                      .- .                        - . _ .
              ,,
                                                                                                                                                  A
                                                                                                                                                                  ~
                    ~?                                                                                              i
    .    }ll ,                      ,
                                                                                    lV
                                                                                    *
                                                                                                                                                                    n
            ;y                ,
        ; ..y                                                .              r+            ,
                                                                                              .
                                                                                                                                        .
                                                                                                                                              ,"            *
                                                                                  .
          .
                                                                                                '
                                                                        -Table'.2'          .
                                                                                                      '
                                                                                                                                          gY
                                  *
                                                                      IRancho Seco                                                I
                                                  '                                                                                            '
                  .                                                                              '
                                                                                                              . . .
                                                                                                                                    't
            ''
                                                                    Enforcement Items"                                    .,[.                i
                                .a                                                                                        i              '4
                                                                                                                          '
                      q .
                                                    <
                                                                                                    -QI                          i,l
                                                                                                                                .
                                                                                                                                                          ,
                                                                                                                                                              -
                    : Report >                                              F      ,                  , ., Severity ~ Functional;
        .
b                  ' Number-                              Subject'                                ,
                                                                                                        .
                                                                                                                '
                                                                                                                      Level                      ;Areay.        -
                                                                                                            -
                                                                                                                                                        -
                                                                                                                                                      ..;
                                                                                                                                                    '
                                                                                                          P
      *                  '86.27 FAILURE'TO REPORT TS TABLE 3.16-1*
                          -
                                                                                                        '          ^
                                                                                                                              4                  ,
                                                                                                                                                            B
                                        . RADIOACTIVE GASEOUS' EFFLUENT VIOLATION.                                                                                            :i
          y<          >
                                                                                                                                                                              G
                              8G.27 FAILURE TO POST'AND CONTROL HI RAD AREA                            'B            -
                                                                                                                            +4-                            B
                                      'OTSG LOWER CHANNEL HEAD.
  4
                              86.30 FAILURE T.O ESTABLISH WRITTEN PROCEDURES'FOR'                                              4,                          =F,
                                        RADIOGRAPHIC INSPECTIONS.                                                      i
                              86.30 FAILURE TO RETAIN RADIOGRAPHIC RECORDS OF                                                  5.                      ' JG -
                                          DEGRADED DHR DRAIN LINES.
                            t86.35.INADE UATE ILLUMINATION INSIDE PROTECTED                                                  4                            E
                                        AREA.
  .m
                              86.37:PROCEDURESLNOT PROVIDED FOR TESTING AND                                                  -4'                          B
                                        CALIBRATING RAD MONITORS R15701 AND 15702.
                              86.37 CLEARLY VISIBLE LABELS FOR LICENSED                                                        5                            B
                                        MATERIAL NOT PROVIDED IAW
l
                                        10CFR20. 2 03 (F) (2) .
                              86.38 PROCEDURE:FOR FUNCTIONAL TESTING OF                                                        4                            C.
                                        SNUBBERS-DID NOT PROVIDE APPROPRIATE
                                        ACCEPTANCE = CRITERIA ~FOR LOCK-UP VELOCITY -
                                        VELOCITY-NOT CORRECTED.FOR TEMPERATURE AS
                                        RECOMMENDED BY THE VENDOR.                                                                                                            l
                              87.01 FAILURE TO SPECIFY CONTENT-OF EMERGENCY                                                    4                            D
                                        PROCEDURES.
                              87 01 NO. PROCEDURE FOR CRIMPING TOOL CALIBRATION                                                4                            C
                                      :  AND CONTROL.
              "      '
                              87.01 CR/TSC HVAC HI AIR FLOW RATE DURING                                                        4                            C
                                        12-26-05 EVENT.
                              87.02 UNUSUAL EVENT NOT.. DECLARED FOR SECURITY                                                  4                            D
                                        ALERT AND ESCALATED SECURITY MEASURES.
      ~
                              87.03' INADEQUATE DRAWING'- REDUNDANT KELD                                                      5                            F
                                        IDENTIFICATION NUMBERS ON F.?E2 DRAWING FOR  '
                                        DIFFERENT WELDS.
                                                                                                                                                              .
                                                                                        m
                                                                                                          f
                                                                                                            ja
                                                                                                                          _____--_-_______-_______w
 
        _ - _ _ _ _ _ _ _ _ _
                              .
          e
      ,
                                  87.05 FAILURE-TO PERFORM TS REQUIRED SR-89 AND 90
                                    *
                                                                                      4      B
                                ,        ANALYSIS.
                                  87.05 INADEQUATE YELLOW SHIPPING LABELS FOR        4      B
                                          RADIOACTIVE MATERIAL SHIPMENT.
                                  87.06 STORAGE OF EXPIRED SHELF LIFE ITEMS NOT      4      G
                                          CONTROLLED.
                                  87.06 FAILURE TO NOTIFY NRC OF ACTUATION OF        4      A                    l
                                                                                                                    l
                                          EMERGENCY DIESEL GENERATOR (EDC}. FAILURE
                                          TO REPORT CR/TSC HVAC MALFUNCTION.
    .                            87.06 NO PROCBDURE FOR GREEN TAGGING PARTS IN      4      G
  ,'
  -
                                          WAREHOUSE.                                                        ,      i
                                  87.06 ABNORMAL TAG NOT WRITTEN FOR TEMPORARY        4      C                      i
                                          MODIFICATION ON "A" TRAIN NUCLEAR SERVICE ~                              I
                                          RAW WATER SYSTEM.
i                                                                                                                  ,
                                  87.0C VOIDING OF NCR WITHOUT DETERMINING CAUSE OF  4  '
                                                                                              G.'
                                                                                                        <          i
.i /-                                    EMERGENCY DIESEL GENERATOR NONCONFORMING
                                          CONDITION.                              ,
    ,
                                  87.06 NCR NOT WRITTEN FOR NON-ISOLABLE PIPE        4-      G
                                          LEAKAGE.
                                  87.06 FAILURE TO PROVIDE 10 CFR 50.73 REPORT FOR    4      A
                                          MISCELLANEOUS CONDITIONS.
                                  87,07 FAILURE TO PROVIDE TWO PHYSICAL BARRIERS      4      E
l                                        FOR PROTECTION OF VITAL EQUIPMENT.
!                                                                                                                  !
!                                87.07 FAILURE TO PROVIDE PROPER STORAGE            4      E
                                          PROTECTION FOR SAFEGUARDS INFORMATION.
                                  87.11 SURVEILLANCE PROCEDURES NOT REVISED TO        D      C
                                        REQUIRE DOCUMENTATION OF CALIBRATION DATA
                                          IAW COMMITMENT ON PREVIOUS VIOLATION
                                        RESPONSE.
                                  87.13 CLEANLINESS PROCEDURE NOT FOLLOWED FOR A      5      C
                                        CLASS 1 WORK REQUEST.
                                  87.13 LIQUID PENETRANT INSPECTION OF SPENT FUEL    4      G
                                        POOL LINER NOT CONTROLLED BY PROCEDURE WITH
                                        APPROPRIATE ACCEPTANCE CRITERIA.
(                                87.13 REPLACEMENT FILTER FOR CBAST ISSUED AND      5      C
                                        INSTALLED WITHOUT SMUD ACCEPT TAG.
                                  87.14 FAILURE TO WRITE NCR FOR BROKEN REACTOR      5      G
                                        COOLANT PUMP CAPSCREW.
1
I
                                                                                          .-
                                                                                                  .______________;
 
  , _ _ _ _ _ - _ _ _ _ _ _ -                        -        -        -  _.
              *  "
            4
        .
                              87.14 FAILURE TO COMPLY WITH COMMITTED CODES AND        D    F
                        ,
                                '
                                      STANDARDS, USE OF SILICONE SEALANTS IN
                                      ESSENTIAL HVAC.
                              87.16 STROKE TIME NOT MEASURED FOR TESTING OF          4    C-
                                      TV-1,2,3,4. SIM-19,20,21,22 NOT FULL STROKE
                                      TESTED EVERY COLD SHUTDOWN.
                              87.19 LICENSEE FAILED TO CORRECT DEFICIENCIES          4    D  a
                                      IDENTIFIED DURING 1986 HEALTH                            l
                                      PHYSICS / MEDICAL DRILL.
                              87.20 HEAT TREATING OF VALVE YOKE WITHOUT              4    C
                                      PROCEDURE.
                              87.20 FAILURE TO PROVIDE REQUIRED CABLE BEND            4    C
                                    RADIUS AND CABLE TRAY EDGE BUMPERS.
                              87.21 FAILURE TO PERFORM CABLE ROUTING                  4    G
                                      INSPECTIONS DURING 1983-1985 TIME FRAME.
                              87.22 MISCELLANEOUS VIOLATIONS OF'ALARA PROGRAM.        5    B
                              87.26 RADIOACTIVE MATERIAL INSIDE RV HEAD STAND        4    B
                                    NOT SURVEYED.
                              87.26 DAILY SOURCE CHECKS NOT PERFORMED WHEN            4    B
                                    R15020 WAS OPERABLE, RHUT CONTAINED KNOWN
                                    ACTIVITY AND RELEASES MADE VIA THIS
                                      PATHWAY.
                              B'7.26 RADIOACTIVE MATERIAL INSIDE RV HEAD STAND        4    B
                                    NOT POSTED AS HIGH RAD AREA.
                              87.37 FAILURE TO FOLLOW MAINTENANCE WORK REQUEST        4    C
                                      INSTRUCTIONS.
                              87.37 FAILURE TO WRITE AN NCR FOR CR/TSC                4 s  G
                                    REFRIGERATION UNIT NONCONFORMING CONDITION
                                    OF AS BUILT WIRING.
                              87.44 NCR CLOSURE BY QE PRIOR TO COMPLETION OF          4    G
                                    WORK. CORRECTIVE ACTION INCORPORATED INTO    "
                                                                                    -
l                                    ECN WITHOUT PRIOR CLOSURE OF ECN;
\
                                                                                          ,
                                                                                              !
                              88.04 FAILURE TO REVALIDATE SECURITY BADGES EVERY      D    E
                                    31 DAYS.
                              88.04 FAILURE TO DENY SITE ACCESS TO UNAUTHORIZED      4    E
                                    SITE PERSONNEL.
                              88.06~ EXPIRED SHELF LIFE ITEMS IN STOCK. REPEAT        4    G
                                    VIOLATION.
L________._____
 
                                                                  _
                                                                                _ -              .
                                                                                                          ._
    .
      .. -
                88.12    CR/TSC HVAC ACTUATION NOT' REPORTED'WITHIN                    4            'A :
                  *
            6*                FOUR HRS.
                      -
                                                                                                                j
                                                                                                                1
              '88.13, LICENSEE DID NOT MAINTAIN ON FILE RECORDS.                        5            B'-      ,
                              FOR RADIOACTIVE MATERIAL SHIPMENT.                                                l
  .
                88.13 LICENSEE DID NOT OBTAIN WRITTEN                                    5            B
                              CERTIFICATION FOR EMERGENCY SHIPMENT OF-                                          ,
                              RADIOACTIVE MATERIAL.
                88.17 FAILURE TO SUBMIT. REQUIRED' ANNUAL EXPOSURE'                    '5              Bf        l
                            < REPORT.                                                          -
                                                                                                    r
                88.20 FAILURE TO POST, MONITOR,~ CONTROL HOT-          c                3 ',          B
                              PARTICLE ZONE.                                    "            r
                                                                                                                  l
                                                                            t                                  ;
                88.23 TEMPORARY MODIFICATION'FOR AFW PUMP P318                      ,  '4            C
                              OUTBOARD SEAL WAS NOT CONTROLLED AND
                              DOCUMENTED IAW PROCEDURE.-                #,  t                                j
                88.24 INDIVIDUAL DID'NOT WEAR TLD IAW RWP.                          :
                                                                                        41          lB
                                                                                                                !
                                                                                                                !
                88.25''TWO PORTABLE DOSE RATE METERS EXCEEDED                            5          'B
                                                                                                                !
                              CALIBRATION: FREQUENCY.                                          ,
                88.29 ALARMS FOR CERTAIN VITAL AREA DOORS NOT                          4            E
                              TESTED.
                                                                                                                ;
                88.31' Calibration interval-:for EFIC. pressure                        4            C        j
                              transmitters changed _without proper
                                                                                                              j
                                                                                                                .
                              approvals required by procedure.
                88.32 DHR RELIEF VALVES GAGGED WITHOUT ADEQUATE                        4            G        )
                              10 CFR 50.59-REVIEW.                                                              i
                88.33 NUMEROUS HOUSEKEEPING VIOLATIONS'-                              '4            G      .l
                          a  UNSECURED LEAD SHIELDING, UNSECURED ROLLER
                              CARTS,~ LADDER TIED' TO SAFETY RELATED                                            M
                              CONDUIT.                                                                          i
                88.33 PDQ FOR FEEDWATER OXYGEN CONCENTRATION NOT                        4            G'        l
                            ' DELIVERED TO OPERATIONS TECHNICAL ADVISOR
                            -WITHIN 4 HOURS AS REQUIRED BY PROCEDURE.
l*
p-
                        ~
v
,
                                                                                                                )
                    .
                                                                                                                I
 
                                                                                                  . _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _
                                                                                                                                i
                '
                                                                  ,
            ,.
          ,
                    .. ~
                  '
                                                                                                                              l
                                                            TABLE 3
                                                                                                                              1
                                    SYNOPSIS OF RANCHO SECO LICENSEE EVENT REPORTS (LERs)
                                                                                                                                l
                                                          SALP Cause Code *                                                    l
                            Functional
                            Area                      A  B    C    D  E  X          Totals
                                                                                                                                l
                    A.    Plant Operations        11  8    3    3  10  1            36
                    B.    Radiological            11  4    -    4  1  2            22
                            Controls
                    C.    Maintenance /            6  4    -
                                                                      9  1  -
                                                                                          20
                            Surveillance
                    D.    . Emergency Prep.          -  -    -    -  -  -            -
                    E.    Security                  2  -
                                                                1    -  -  -
                                                                                            3
                    F.    Engineering /
                            Technical Support        5  4    -
                                                                      2  -  -
                                                                                          11
                    C.    Safety Assessment /
                            Quality Verification      -  -    -    -  -  -            -
                                  Totals            35  20    4    18  12  3            92
                                                                                                                          ,
                    The above data are based upon LERs 86-11 through 88-19.
                    * Cause Code
                    A  - Personnel Error                                                        '
                    B  - Design, Manufacturing or Installation Error
                    C  - External Cause
                    D  - Defective Procedures
                    E - Component Failure
                    X - Other
                                                                                                                              !
_ -___-__ -.
 
              - .              .
                                    .
      f. l '
                  - .
            4rs
                            4
    "'
        ,        ,
                      , . .* *
                                                  . .
                                                                          Attachment 1
                                                        ,
                                                            AEOD Input to SALP Review for Rancho Seco                            ,
                                          '
                            i LER Reviev.
            '
                        ' ' Duringithe'' assessment period, 84 Licensee Event Reports (LERs) were submitted
                              to the NRC..
                                      a        These reports, reviewed by AE0D, consisted of LERs 86-14 through
                            . 88-16.
                                  t                  . .
                              Significant Events
                              Utilizing AEOD's screening process, the following 18 LERs were categorized as
              y                safety significant:
                                              wc        '
                                                                                  ,
                              ~86-14        Decay heat removal-(DHR) system train B rendered inoperable due to a-
                                            .leakihg weld.on the pump casing drain line, while theit rain A
                                                                            ~
                                            emergency diesel generator was out-of-service.
                                                                                                        '
                            .- 86-16'      Loss of DHR capability'for a period of''3    1 minutes duringicold
                                            shutdown as' result of inadvertent closure of the DHR' system suction
                                            dropline isolation valve. Electrical arcisg from I&C technician
                                            troubleshooting activitie9 Caused the valve closure.          ,
                              86-25'    "
                                            Spent fuel. pool liner leakage while containing 316 spent fuel
                                            assemblies. Contaminated water seeped through<the concrete walls of-
                                            the fue11 storage building to an uncontrolled storm drain. About 275
                                            gallons were released offsite, creating ansestimated whole body
                                            dose of,0.14 mrem.'              r
  ,
                              87-02        Fire ~ protection deficiency involving potential loss of alternate
                                                                                        .
                                            shutdown capability. A control room fire could cause an electrical
                                            short in the protective circuitry of a diesel generator's output
                                            breaker, causing the breaker to trip. A 1oss of offsite power is
                                                                                            ~
    U                                      assume'd to occur at the same time as.the control room fire.
                              87-06        Problems with safety related motor-operated valves identifed in
                                            response to IE Bulletin No. 85-03. Problems included over' thrust'
                                            conditions, incorrect brake voltage ratings, undersized power-
                                            cables, lack of stem nut staking, valve internals damage,
                                            unqualified operator grease, and incorrect pickup / dropout voltages.
                              87-08        Inadequate automatic sequencing of the high pressure injection pumps
                                            onto the emergency diesel generator bus,-due to the pump lube oil
                                            pressure bypass circuits defeating a three second time delay.
                              87-10        Fire protection inadequacy whereby the reactor coolant system high
l                                            point vent valves were susceptible to opening from electrical
  .
                                            shorts.
L                              87-11        Safety related snubbers failed functional testing after temperature
I                                            considerations were factored into lock-up velocity and bleed rated
                                            acceptance criteria.
                                                                                                                                  !
                                                                                                                ____-__-________
 
                            ___      -                            __  . _ - _ . .  . _ _ - _ - _ _ _ _ . _ .  _ _ _ _ _ _ _
                            .-
                          '
                  .
          .
i
                                A
l
l                                87-15      Fire protection carbon dioxide deluge system left deactivated
l                                            without appropriate compensatory measures.
l                                                                .                  ,
                                  87-23
'
                                            Inadequate electrical isolation on the reactor protection system
                                            total nuclear power channels. Channel isolation devices required by
                                            IEEE-279 and General Design Criterion 20 were not provided.
                                  87-29      Inadequate surveillance testing of unsupervised control room fire
                                            alarm annunication circuits. Required monthly testing was not
                                            performed since 1976.
                                  87-34      High pressure injection (HPI) pump mini-flow recirculation lines
                                            were not seismically supported since original plant construction due
                                            to improper classification. Failure of the lines coincident with a
                                            LOCA would render HPI capability indeterminate.
                                  87-36      Blockage of bearing cooling water system piping to both reactor
                                            buf1 ding spray pumps due to fouling.
                                  87-41      Non-seismic level switches installed on nuclear service water pumps,
                                            which could prevent the pumps from starting on a safety features
                                            actuation signal (SFAS).
                                  87-42      Failure of electrical connectors due to residual coating from
                                            cleaning solutions. Systems affected included the reactor
                                            protection system, integrated control system, SFAS, and non-nuclear
                                            instrumentation.
                                  87-44      Loss of nuclear services electric building essential heating,
                                            ventilation and air conditioning system, due to inadequately
                                            designed isolation dampers between Seismic I and Seismic II ducts.
                                  88-02      10 CFR 21 report regarding a manufacturing defect in undervoltage
                                            devices, causing improper operation of the control rod drive trip                  j
                                            breakers.
                                  88-11      Auxiliary feedwater pump inoperability due to incorrectly sized
                                            vendor supplied packing in packing gland.
                                  Other Events
                                  AE0D's review also identified the following events,.while not necessarily
                                  being individually categorized as safety significant, collectively represent
                                  adverse trends in plant performance worthy of additional plant management
                                  attention.
                                        Inadequate fire protection compensatory measures:
                                            LER 86-18 Disabled smoke detectors in the reactor building with-
                                                        out compensatory measures (fire watch) due to licensed
                                                        operator error.
                                            LER 86-31 Hourly instead of continuous fire watch in 480 volt
                                                        switchgear room due to licensed operator error.
  _ _ _ _ _ _ _ . _ _ . _ _                                                                                                    i
 
  _      .      __.
    *
        $o'                                                                                                -
                                                                                                          ,'I-
    . ' ,.
  q.
            ., ..
                              LER 86-32 Missed fire watch in-the east nuclear services battery
                                          room due to nonlicensed personnel error. Additionally,
                                          LER 86-18 regarding missed compensatory measures, was not
                                          referenced in this LER.
,
                              LER 87-01 Hourly rather than continuous fire watches on 1/17
f
                                          and 1/27/87, due to licensed operator error. No reference
                                          to LER 86-18 included.
                              LER 87-03 Continuous fire watches not posted on_ 12/27/86,
                                          12/29/86, 12/30/86, 1/2/87, 1/3/87, 1/5/87, and 1/20/87.
                              LER 87-04 Abandoned continuous fire watch post in nuclear
                                          services electrical building (NSEB) due to nonlicensed
                                          personnel error. No reference to the above 1987 similar
                                          LERs was provided.
                              LER 87-15 Carbon dioxide fire protection systems were
                                          deactivated without establishing fire watches on 17
                                          occasions in 1/87 and 2/87 due to nonlicensed personnel
                                          error.
                              LER 87-19 Continuous fire watch posting not performed in the
                                          NSEB due to licensed operator error.
                              LER 87-33 11 missed hourly fire watches in 77 inspection zones
                                          due to administrative problems. Previous LERs on this
                                          subject not referenced except for 87-04.
                                                                                                              I
                              LER 87-35 Continuous fire watch ar fire alarm panel abandoned
                                          due to nonlicensed operator error.
                              LER 88-09 Missed hourly' fire watches on NSEB fire barrier
                                          penetrations on 7/21/87 and 7/25/87 due to licensed
                                          operator error.
                              LER 88-10 Missed fire watches on 7/14, 7/19, 7/25, 7/27, 7/28,
                                          and 8/10/88 due to nonlicensed personnel error,
f                          Effluent monitoring deficiencies:
                                                                                                        ,
                      ,3
                        '
                              LER 86-19 Missed auxiliary building noble gas grab sample due
                                          to nonlicensed personnel error.
  <.
                              LER 86-22 Missed continuous sampling of the auxiliary building                  !
,
                                          gas due to procedural inadequacies.                                  i
?                                                                                                              j
                                                                                                              '
                              LER 86-27 Lost data from reactor building duct particulate air
                                          sample filter due to nonlicensed personnel error.            ,
                              LER 86-29 Sample valves open on auxiliary building stack
                                          exhaust sample line, rendering previous samples                      i
                                          inaccurate.
                                                                                                    _-_______m
 
                                                                          _ _ -    .      .__- __ _____ _      _ _ _ _ _ _ _ _ _ - - _ _ _
                  '
            .
..'
                    ,
                      .- *
                                  LER 86-33 Failure of a continuous noble gas monitor on the
                                                reactor building exhaust duct on two occasions, due to
                                                loss of electrical power when non-safety related loads
                                                were applied to a safety related power supply.
        i
                                  LER 87-40 Required surveillance (daily source check) not
                                                performed from 8/84 to 8/87 on regenerant hold-up tank
                                                discharge monitor during periods of known tank activity
                                                due to procedural error.
                                  LER 87-43 Unmonitored releases from the auxiliary building
                                                during effluent monitor and ventilation system testing due
                                                to nonlicensed personnel error.
                                'LER 87-47 Missed continuous sampling of reactor building purge
                                                effluent on two occasions due to licensed operator error.
                                  LER 88-01 Reactor building effluent particulate filter lost
                                                prior to gross alpha activity analysis due to unknown
                                                causes.
                        Causes
                        Root causes: associated with the 84 LERs, categorized on a yearly basis, were:
                                                                  1986          1987                        1988  TOTAL
                        Licensed operator errors                    3            7                          3                13
                        Other personnel errors                    'S            10                          3                18
                        Maintenance errors                          0            4                          0                        4
                        Design / installation / fabrication          6          13                          2              21
                        Administrative control problems            15          12                          2                19
                        Random equipmen't failures                  1            1                          2                        4
                        Licensee Unidentified                        0            1                          4                          5
                        Of the 19 administrative control problems identified,14 were ast;ociated with
                        inadequate procedures, and 3 were related to programmatic deficiencies.
                        The licensee did not identify root causes on five LERs. . Additionally, the
                        supplemental report specified in'LER 88-06 (event date 4/14/88) Las not yet
                        been received.
                        LER Quality
                        LER quality has improved since the end of 1986, when the utility adopted a new
                        LER format. LERs submitted adequately described the major aspects of each
                        event, including identifying component or system failures that contributed to
                        the event. .The reports were well written, easy to understand, and typically
                        complete except for those with unidentified root causes. Corrective actions
                        taken or planned to prevent recurrence were generally specified. However, in
                        writing the LER text, the use of the word " operator" should be clarified to
                        indicate nonlicensed or licensed operator, as requird by 10 CFR
                        50.73(b)(2)(ii) (J)(2)(iv) .
    _ _ _ _ _ _ -
 
  -- . - .                .-          .                      _
                                                                                                                                                      ,
F
            C ''
        ,..
  g.
              ,
                .. .
                  Preliminary Notifications
                  AEOD's review of preliminary notifications issued by Region V concluded that
                  no additional LERs were required of the licensee.
                                                          ,
                                                                                                                                                    .
                                                            *
                                                                                                                                                        r
                                                                                                                                                      l
                                                                                                                                                        ;
                                                                                                                                                        l
                                                      r
l
                                                                                  6
                                                                                                                                                      i;
                                                                                                                                                  6
                                                                                          . . _ _ _ _ . _ _ _ _ _ _ - - _ _ _ . . _ _ - - _ - _ _
}}

Revision as of 01:55, 25 January 2022

Redirect to:

Retrieved from "https://kanterella.com/w/index.php?title=ML20244A802&oldid=3419808"