NL-07-029, 4th Ten-Year Interval Inservice Inspection and Containment Inservice Inspection Program Plan: Difference between revisions

From kanterella
Jump to navigation Jump to search
(StriderTol Bot change)
(StriderTol Bot change)
 
Line 16: Line 16:


=Text=
=Text=
{{#Wiki_filter:Entergy Nuclear Northeast Indian Point Energy Center 450 Broadway, GSB Buchanan, NY 10511-0249 Patric W. Conroy Licensing Manager Tel 914 734 6668 February 28, 2007 Re:      Indian Point Unit 2 Docket No. 50-247 NL-07-029 U.S. Nuclear Regulatory Commission ATTN: Document Control Desk Mail Stop O-P1-17 Washington, DC 20555-0001
{{#Wiki_filter:}}
 
==Subject:==
4 th Ten-Year Interval Inservice Inspection and Containment Inservice Inspection Program Plan at Indian Point Unit 2 (IP2)
 
==Dear Sir:==
 
Entergy Nuclear Operations, Inc. (Entergy) hereby submits the 4 th Ten-Year Interval Inservice Inspection and Containment Inservice Inspection Program Plan for the period March 1, 2007 through April 3, 2016. This program plan establishes the Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection (ISI) including the Containment Inservice Inspection (CISI) Program Plan for IP2, in accordance with the Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, Section 55a, "Codes and Standards" (1 OCFR50.55a).
As required by 10 CFR 50.55a(a)(2) and (g)(4), this program has been reviewed to conform with the 2001 Edition/2003 Addenda edition of the ASME Code, except where relief from certain inspection requirements is sought in accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3) and (g)(5).
Appendix B of the enclosure contains seven (7) relief requests. Relief requests Nos. 1 thru 5, and No. 7 are applicable to the 4 th ISI Interval. Request for relief (RR-06) is for the postponement of applicable B-A and B-D weld examinations by an additional refueling outage (to 2R19). These examinations remain from the 3 rd 10-Year interval, but are being tracked in the 4 th Interval Program Plan. NRC review and approval is requested by September 30, 2007.
There are no new commitments being made in this submittal. If you have any questions or require additional information, please contact me at (914) 734-6668.
Sincerely, Patric W. Conroy Licensing Manager Indian Point Energy Center
 
NL-07-029 Docket 50-247 Page 2 of 2 :  4 th Ten-Year Interval Inservice Inspection (ISI) and Containment Inservice Inspection (CISI) Program Plan at Indian Point Unit 2 cc:  Mr. Samuel J. Collins, Regional Administrator, NRC Region I Mr. John Boska, NRR Senior Project Manager Unit 2 NRC Resident Inspector's Office
 
ENCLOSURE 1 TO NL-07-029 4 th Ten-Year Interval Inservice Inspection (ISI) and Containment Inservice Inspection (CISI) Prociram Plan at Indian Point Unit 2 Period March 1, 2007 through April 3, 2016 ENTERGY NUCLEAR OPERATIONS, INC.
INDIAN POINT NUCLEAR GENERATING UNIT NO. 2 DOCKET NO. 50-247
 
"--_Entergy Entergy Nuclear Northeast Indian Point Energy Center Unit 2 Power Station 450 Broadway, Buchanan, New York 10511 ASME B&PV CODE SECTION XI IP2 FOURTH TEN-YEAR INTERVAL INSERVICE INSPECTION (ISI)/
CONTAINMENT INSERVICE INSPECTION (CISI)
PROGRAM PLAN March 1, 2007 Commercial Service Date:                  August 1, 1974 NRC Docket Number:                            50-247 Facility Operating License:                  DPR-26 Document Number:                        IP-RPT-06-00097 Revision Number:                                0 Document Date:                            March 1, 2007 Prepared by:
Entergy Nuclear Northeast 440 Hamilton Avenue White Plains,New York 10601
 
Engineering Report No. IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Entergy Indian Point Unit 2 ENTERGY NUCLEAR NORTHEAST Engineering Report
 
==Title:==
IP2 FOURTH TEN-YEAR INTERVAL INSERVICE INSPECTION (ISI!
CONTAINMENT INSERVICE INSPECTION (CISI)
PROGRAM PLAN Revision 0 March 1, 2007 Engineering Report Type:
New  [ X]    Revision []    Cancelled []    Superseded []
Applicable Site(s)
IP1 []  IP2 [X]    IP3 []      IP2 [ ]    PNPS[]      VY[]      WPO[]
ANO1I [ ]  ANO2 []        ECH [ ]    GGNS [ ]        RBS []    WF3[]
DRN No. El          N/A; 0_
Report Origin:        0  Entergy      El  Vendor:    Vendor Document No.:
Quality-Related: ýX Prepared by:    Edwin Rodriguez                                        Date:27(016L7 ResponsibleEng                ,neer Reviewed by:    Robert Dolanskv/ l&          ,,L7zAk&.L,*              Date:_44O        7 Programs EngineerinyReview 0
Reviewed by:    Glen Smith/    /                                      Date: __t//.7 Progral~scLgin-            eview Reviewed by: Allan Schiaffino I        ,                                Date:  ,Z__6/
Authorized Nuclear In-Service Inspector (ANII)
Approved by: Robert Penny/        J                                    Date:  2./2-'6    7 Manager - Programs Engineering Multiple Site Review I Site I Design Verifier/Reviewer                      Supervisor                                IDate ii
 
ETý terIndian                        Point Unit 2 IP-RPT-06-00097 Nuclear Northeast            ASME    SECTION INTERVAL        XI FOURTH INSERVICE      TEN-YEAR INSPECTION                  Rev. 0 PROGRAM PLAN TABLE OF CONTENTS SECTION    IDESCRIPTION                                                  ~,jPAGE(S Signature Page                                                                      ii Table Of Contents                                                                  iii Revision Summary Sheets                                                            v Summary Of Changes                                                                  v 1.0      ISI & CISI PROGRAM PLAN INTRODUCTION AND DESCRIPTION                              1-1 1.1  Introduction                                                                      1-2 1.2  ISI Inspection Interval                                                            1-3 1.3  IP2 Original Construction Codes of Record                                          1-6 1.4  IP2 Fourth Ten-Year Interval ASME Code of Record                                  1-7 1.5  Inservice Inspection Program Plan Development                                      1-8 1.6  Inservice Inspection Boundary Development                                          1-9 1.7  ASME Section XI Code Items Not Controlled By this Plan                            1-12 1.8  Augmented Inservice Inspection Requirements                                      1-13 1.9  Repairs and Replacements                                                          1-14 1.10  Administrative Controls                                                          1-15 1.11  IDDEAL Data-Management Program                                                    1-16 1.12  ASME Section XI Code Cases                                                        1-16 1.13  Technical Positions                                                              1-24 1.14  Relief Requests                                                                  1-24 1.15  Non-Destructive Examination (NDE)                                                1-25 1.16  NDE Personnel Qualifications                                                      1-26 1.17  NDE Inspection Procedures                                                        1-27 1.18  Calibration Blocks                                                                1-28 2.0      ISI SYSTEM / COMPONENT EXEMPTIONS & EXAMINATION                                    2-1 DEVELOPMENT 2.1  Class 1 (Quality Group A) Systems / Components (IWB)                              2-2 2.2  Class 2 (Quality Group B) Systems / Components (IWC)                              2-14 2.3  Class 3 (Quality Group C) Systems / Components (IWD)                              2-23 2.4  Class MC Components (IWE)                                                        2-24 2.5  Class 1, 2, 3, (Quality Group A,B,C) and MC Component Supports (IWF)              2-31 2.6  Class CC Concrete Components (IWL)                                                2-33 2.7  Class 1 Risk-Informed Augmented Examinations                                      2-35 2.8  MRP- 139 Augmented Examinations                                                  2-36 3.0      CODE COMPLIANCE INSERVICE INSPECTION PROGRAM
 
==SUMMARY==
3-1 3.1  Code Compliance ISI Summary Table Description                                      3-2 Table 3. 1-1 Code Compliance ISI Program Summary 4.0      INSERVICE INSPECTION COMPONENTS & SCHEDULE                                        4-1 4.1  Component Scheduling Examination Summary Table Description                        4-2 Table 4.1-1 ISI Component Scheduling iii
 
r E nte o'iIP-RPT-06-00097  Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE OF CONTENTS (continued)
APPENDICESDSCITO A        ASME SECTION XI CODE CASES Applicable Fourth Interval Code Cases B        INSERVICE INSPECTION RELIEF REQUESTS Index - 4h Inservice Inspection Interval Relief Request Copies of Relief Requests Applicable to the 4h Interval C        INSERVICE INSPECTION EQUIPMENT DETAILS Table C I List ISI Isometric Drawings Table C2 Pipe Line Data Sorted By System Table C3 List of Weld Drawings Sorted By Component ID Table C4 Ultrasonic Calibration Blocks D        MAJOR EQUIPMENT DRAWINGS Equipment Drawing Index Drawings E        INSERVICE INSPECTION PROGRAM DRAWINGS ISI Drawing Index CISI IWE/IWL Drawing Index F        REFERENCES AND CORRESPONDENCE References and Correspondence iv
 
IIndian                              Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR gIP-RPT-06-00097 EnEAR      Rev. 0 Nuclear Northeast  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN REVISION
 
==SUMMARY==
SHEET
:ESECTIONFFECTIVE        ..        PAGE(S)              RELISION  I  DATE MAIN SECTIONS 1.0                  1-1 through 1-27                    0        03/01/07 2.0                  2-1 through 2-41                    0        03/01/07 3.0                  3-1 through 3-5                      0        03/01/07 Table 3.1-1                    0        03/01/07 4.0                  4-1 through 4-4                      0        03/01/07 Table 4.1-1                      0        03/01/07
,APPENDICES A                  A- I through A-4                    0        03/01/07 B                  B- 1 through B- 120                  0        03/01/07 C                  C- I through C-6                    0        03/01/07 D                  D- I through D-5                    0        03/01/07 E                  E-I through E-8                      0        03/01/07 F                  F-I through F-6                      0        03/01/07
 
==SUMMARY==
OF CHANGES V
 
Indian Point Unit 2 IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR      Rev. 0 Nuclear Northeast    INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN SECTION 1.0 Inservice Inspection (ISI) &
Containment (CISI) Program Plan INTRODUCTION AND DESCRIPTION 1-1
 
Indian Point Unit 2 En                        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
 
==1.0    INTRODUCTION==
AND PLAN DESCRIPTION 1.1  Introduction This document establishes the Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection (ISI) including the Containment Inservice Inspection (CISI) Program Plan for Indian Point Nuclear Generating Station Unit 2 (1P2), in accordance with the Code of Federal Regulations, Title 10, Part 50, Section 55a, "Codes and Standards" (10CFR50.55a).
The IP2 Fourth Interval Ten-Year Program Plan provides compliance with ASME Section XI, Division 1, "Rules for Inspection and Testing of Components of Light Water Cooled Plants." The inspection and non-destructive examination of systems, structures, and components (SSCs) will be performed as practical and possible by existing designs, equipment arrangements, available access, and radiological conditions. Relief requests, including supporting documentation, are also provided for those components where meeting the code requirement is impractical or unnecessarily burdensome.
This Program Plan outlines the requirements for inspection of:
1.1.1 ISI - Pressure Retaining Components/Supports
* ISI Class 1, 2, and 3 (Quality Group A, B, and C) pressure retaining components and their supports in accordance with ASME Section XI, Subsections IWA, IWB, IWC, 1WD, and IWF.
1.1.2 CISI - Containment ISI Pressure Boundary Liner/Concrete
* ISI Class MC pressure-retaining components (Primary Containment) and their integral attachments in accordance with ASME Section XI, Subsections iWA and IWE.
* ISI Class CC reinforced concrete containment and attachments in accordance with ASME Section XI, Subsections IWA and IWL.
1.1.3 Augmented Inspections Programs
* The Materials Initiative NEI 03-08: Materials Reliability Program -
MRP-139 Primary System Piping Butt Welds Inspection and Evaluation.
* Risk-Informed Inservice Inspection (RI-ISI) Program.
1-2
 
Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                                            0 Rev.P Nuclear Northeast                INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 1.2  ISI Inspection Interval 1.2.1 ISI - IWA, IWB, IWC, IWD, & IWF Interval History The commercial service date for Indian Point Unit 2 was August 1, 1974. The table below summarizes the IP2 Interval dates.
IP2 Interval Dates Summary 10-Ier                  Interval'                  Interval.                      ofI-tr Inspectioni                                                                LengthofItra 2
                ,,Inte~rval              Start Date                  EnidDate 1                July 1, 1974              June 30, 1984            10 years, 0 months 2                July 1, 1984              June 30, 1994            10 years, 0 months 3                July 1, 1994            *February 28, 2007      "12 years, 11 months 4              March 1, 2007              **April 3, 2016            9 years, 1 month
          *The Third Ten-Year Inspection Interval ISI program plan was originally approved for the effective dates from July 1, 1994 through June 30, 2004. ASME Boiler & Pressure Vessel Code, Section XI (1989 Edition) Paragraph IWA-2430 (e), allows inspection intervals to be extended whenever there is an outage greater than six months. An interval extension equivalent to the time that the unit has been out of service is allowed. The first period was from July 1, 1994 to September 18, 1998 having been extended 326 days for the DB50 breaker Outage. The second period was from September 19, 1998 to December 5, 2002 having been extended 321 days for steam generator replacement outage and other plant equipment emergencies. Thus, the third period was re-scheduled from June 30, 2004 to February 28, 2007. These dates can be extended or decreased 1 year to coincide with a refueling outage.
          **IP2 Fourth Ten-Year Inspection Interval and this ISI/CISI Plan will be effective from March 1, 2007, through and including April 3, 2016. It should be noted that the plant's current (original) operating license will expire on September 28, 2013. ENO is in the process of license renewal application. The end date of the 4 th Interval will be controlled by the ISI/CISI Program Plan, commensurate with the Operating License Renewal Application.
During the Third Period of the Third ISI interval, the Risk-Informed Program (RI-ISI) was approved for use via NRC Safety Evaluation Report (TAC No.
MC0303). During this time period the required percentage for the period was completed. The RI-ISI Program shall be re-employed at IP2 during the 4 th Ten-Year ISI Interval via Relief Request RR-05. This program is comprised of Class 1 (ASME Categories B-F and B-J) piping segments/elements. As an Augmented Inspection Program the criteria for selection, examination method, examination coverage, and extent is based on EPRI report TR-1 12657.
1.2.2 CISI - Containment Inservice Inspection IWE/IWL Interval History On September 9, 1996, 10CFR50.55a was amended to incorporate the requirements of ASME Section XI Code 1992 Edition through the 1992 Addenda of Subsections IWE and IWL, Containment Program Plan.
1-3
 
                    "                  Indian Point Unit 2 Euf IIP-RPT-06-00097      ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                                  Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Subsection IWL contains the requirements for ISI of reinforced concrete containments and IWE contains the requirements for liners and penetrations of light-water cooled nuclear power plants. The rule at the time required licensees to incorporate the new requirements into their ISI programs and to complete examinations equal to the required First Period Inspections within five years (i.e., no later than September 9, 2001).
Subsection IWE requires that examinations be performed at the required inspection periods of 3, 7 and 10 calendar years of plant service within the interval. Therefore the First Period Examinations had to be completed by September 9, 2001 to meet 10CFR50.55a requirements. The iWE inspection periods were therefore:
Inspection Period Dates Period I              Sep. 9, 1996- Sep. 9, 2001 2                Sep. 10, 2001 - Jan. 9, 2005 3            Jan. 10, 2005 - *February 28, 2007
            *Based upon this extended First Period that ended on September 9, 2001, the First 10-Yr Interval for 1P2 Containment ISI was originally scheduled to end on May 9, 2010.
1.2.3    New ISI Fourth 10-Yr Interval Schedule The IP2 Fourth Ten-Year Inspection Interval and this ISI/CISI Plan will be effective from March 1, 2007, through April 3, 2016.
The inspection schedule for the Fourth Interval is divided into three ISI Periods such that approximately one third of the interval's inspections will be completed every period. Successive inspections shall be in accordance with IWB-2420, IWC-2420, IWD-2420, IWF-2420, IWE-2420, & IWL-2410. Deviations to inspection schedules may occur provided compliance with Code requirements is maintained. The following table summarizes the IP2 Fourth Interval Inspection Periods Summary Dates.
IP2 Fourth Interval Inspection Periods Summary Dates Inspection :in~eeti+,?*',*;,+:+Years+
Period Start      Period End        Years of..Plant * ..........
P
:Plant              Outages Refueling Outages*::
Pe~riod ~.        Date~              Date,            Opertio                    within Period, WithingPeri0d            R    -
I        March 1, 2007    April 30, 2011      4 years, 2 Months        RFO- 18 (Spring 2008)
RFO-19 (Spring 2010) 2          May 1, 2011      April 30, 2013          2 years              RFO- 20 (Spring 2012)
RFO-21 (Spring 2014) 3          May 1,2013        April 3, 2016            3 years              RFO-22 (Spring 2016) 1-4
 
EIndian                                                Point Unit 2
___________________________-                      IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                                        Rev. 0 Nuclear Northeast                  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN ASMIE Boiler & Pressure Vessel Code, Section XI (2001Edition, 2003 Addenda)
Paragraphs IWA-2430(d) and JWA-2430(e), permit inspection intervals to be reduced or extended by as much as one year and to be extended for a period equivalent to any plant outages in excess of 6 consecutive months. Changes to the stated Inspection Interval or Inspection Period dates, if deemed necessary, will be documented via program plan revisions.
1.2.4      Code Required Inspection Program & Percentage of Examinations In accordance with IWB-2412, IWC-2412, IWD-2412, IWE-2412, & IWF-2410, the IP2 Fourth Interval Inspection schedule will follow "Inspection Program B, and follow the inspection schedule provided below:
Interal                  Inspection Period,              Minimum                ..::Maximum      -
Inspection              Calendar Yevars of            Examinatirns              Elxiniition Plant Service, Within          Exaiminten                ECramintedns opee                      rdtd the Interval ALL                              3                          16                        50 7                      50ONote (1)                    75 10                        100                        100 Note:
(1) If the first period completion percentage for any examination category exceeds 34%, at least 16%
of the required examinations shall be performed in the second period.
1.2.5      Alignment of 151 and Containment 151 Intervals An integral part of this Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program Plan is the merging of the lWE/IWL Containment Inservice Inspection (CISI) Program Plan with the Inservice Inspection (ISI) Program Plan. This will facilitate and streamline one set of ASMLE Code requirements for both program plans.
The First Interval CISI Program Plan was originally effective from September 9, 1996, through and including May 9, 2010. This time period has been shortened to end on February 28, 2007. IWE Containment inservice examinations scheduled for the first 40-month period were completed during the Third Period of the Third ISI Inspection Interval.
These examinations now serve the same purpose as pre-service baseline examinations. The required IWL inservice examinations were also completed and re-inspections are scheduled at 5 year frequency. The next scheduled IWL inservice examination will be performed on schedule (prior to May 2010) and documented in the new IS 4th Interval Program Plan. (Tracked under WO 1P2 11597)
Henceforth, the Second Ten-Year Interval for IWE/IWL Containment ISI inspections at IP2 will commence on March 1, 2007 coincident with the start of the Fourth 10-Year ISI Program Interval. Therefore, both the ISI and the CISI IWE/IWL Program Plans 1-5
 
V 'nIndian t  g                                  Point Unit 2 En                0,      ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN will be aligned with the Fourth Interval ISI Program schedule and ASME Code requirements. ,
1.3  IP2 Original Construction Codes of Record The construction permit for Indian Point Unit 2 was issued on October 14, 1966. At that time, the ASME Boiler and Pressure Vessel Code covered fabrication of only nuclear vessels. Piping, pumps, and valves were built primarily to the rules of USAS B31.1.0-1955, Power Piping.
1.3.1 ISI- Systems, Structures, and Components The primary IP2 original Construction Codes for major equipment are listed below.
System Pressure Vessels &                ASME Boiler & Pressure Vessel Code, Section Pump Casings                              VIII, 1965 Reactor Vessel                            ASME Code, Section III, Class A. 1965 Pressurizer Steam Generators- (Replacement,          ASME Code, Section III, 1980 Edition, plus including the transition cone, lower      winter 1981 addenda (reconciled to the design shell, tubesheet, and channel head        code of record, the 1965 ASME B&PV Code, Section III, plus Addenda thru summer 1966)
Piping Design - General Design            ASA Section B3 1.1 Pressure Piping Code 1955 Criteria 1.3.1.1 ISI Pre-service Inspections Westinghouse performed the preservice inspection of Indian Point Unit 2 in 1971 (Ref. Westinghouse letter No. LEE- 1043, dated Nov. 12, 1971).
1.3.2 CISI - Primary Containment Design The reactor containment structure is a reinforced concrete vertical right cylinder with a flat base and hemispherical dome. A welded steel liner is attached to the inside face of the concrete shell to ensure a high degree of leak tightness. The design objective of the containment structure is to contain all radioactive material that might be released from the core following a loss-of-coolant accident. The structure serves as both a biological shield and a pressure container.
The flat concrete basemat is 9 ft thick and has a 0.25-in. thick liner located on top. The 0.25-in. liner plate is covered with 3 ft of concrete, which forms the floor of the containment and serves to carry internal equipment loads. The basemat is supported directly on rock.
1-6
 
En 7-,T  &
VIP-RPT-06-00097 tei Indian Point Unit 2 ASME SECTION      XI FOURTH TEN-YEAR                          Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN The cylinder consists of side walls measuring 148 ft from the basemat to the spring line of the dome, and has an inside diameter of 135 ft. The side walls for the cylinder are 4 ft 6 in. thick. A steel liner is-attached to the inside face of the concrete shell to form a leak tight membrane. The steel liner is 0.50 in. thick in the first three courses, thickened to 0.75 in. at penetrations, and 0.375 in. thick for remaining portion of the cylindrical wall.
The hemispherical dome is a 135 ft diameter 3 ft. 6 in. thick shell that is lined with a 0.50 in liner plate. The inside radius of the dome is equal to the inside radius of the cylinder. The discontinuity that occurs at the springline due to the difference in thickness is on the outer surface. The original design of the containment preceded the issuance of ASME Section III, Division 2. As a result the reinforced concrete primary containment was designed and constructed to the requirements of the American Concrete Institute, Building Code Requirements for Reinforced Concrete, ACI 318-63. The liner, penetration sleeves and airlocks were constructed and tested to the requirements of Specification 9321-01-225-3.
1.3.2.1  Containment ISI Initial Interval - Pre-service Inspections There were no regulatory requirements to implement Subsections IWE and IWL of ASME Section XI prior to IP2 commencing operations. However, in accordance with the regulatory requirements of 10CFR50.55a, the examinations performed during the First Period of the First Inspection Interval must serve the same purpose for operating plants as the pre-service examination specified for plants not yet in operation. The rule allowed five years for the implementation of the First Period Examinations, which were completed by September 9, 2001.
1.4  IP2 Fourth Ten-Year Interval ASME Code of Record 1.4.1    The regulations in 10CFR50.55a(g)(4) establish the effective ASME Code edition and addenda to be used by licensees for performing inservice inspections of components (including supports). Paragraph 50.55a(g)(4)(ii) requires the use of the latest edition and addenda that has been incorporated by Reference 1, 1 year prior to the beginning of each 120-month ISI interval. This is considered the Code of Record.
1.4.2    This IP2 Fourth Ten-Year ISI Program Plan is based on the requirements of IOCFR50.55a(b)(2) and was developed in accordance with the requirements delineated in the 200lEdition of the American Society of Mechanical Engineers (ASME) Boiler and Pressure Vessel Code Section XI with the 2003 Addenda, Subsections IWA, IWB, IWC, IWD, IWF, and IWE/IWL per Inspection Program B of IWA-2432; including applicable ASME Code Cases and Relief Requests. Accordingly, this Inservice Inspection Plan provides the details necessary for performing inservice inspection of the /P2 Class 1, 2, 3 1-7
 
E n.      P ....      IIndian                Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN (Quality Group A, B, & C), MC, and CC pressure retaining components, structures and supports. Relief has been requested from those portions of the Code that would constitute a burden to IP2 without a compensating increase in quality and safety, and from Code requirements that are considered impractical.
The applicable Relief Requests and ASME Code Cases are briefly discussed in Section I of this Program Plan. Augmented in-service inspections previously committed to are also included in Section 1 and 2 of this program plan.
1.4.3 Use of Subsequent Editions and Addenda of ASME Section XI:
In accordance with IOCFR50.55a(g)(4)(iv), inservice examination of components and system pressure tests may meet the requirements set forth in subsequent editions and addenda of ASME Section XI that are incorporated by reference in paragraph 10CFR50.55a(b), subject to the limitations and modifications listed in paragraph 10CFR50.55a(b), and subject to USNRC approval. Portions of editions or addenda may be used provided that all related requirements of the respective editions or addenda are met.
Any use of subsequent editions and addenda of ASME Section XI for inservice inspections at IP2 during the Fourth Ten-Year Interval, will be provided to the NRC as a Request. Each individual request for the Fourth Ten-Year Interval will be included in Appendix B.
1.5  Inservice Inspection Program Plan Development 1.5.1 ISI/CISI - Class 1, 2, and 3 (Quality Group A, B, & C), and Class MC & CC The Fourth 10-Year Inspection Program for Quality Group A, B, and C, systems and components (including their supports) was developed after giving consideration to the following documents and applicable relief requests:
          "    Code of Federal Regulations 10CFR50.55a.
* ASME Boiler & Pressure Vessel Code Section V - 200 1Edition w/2003 Addenda
* ASMIE Boiler & Pressure Vessel Code Section XI - 200 1Edition w/2003 Addenda
* United States Nuclear Regulatory Commission Regulatory Guides o Regulatory Guide 1.16, Rev. 4 o Regulatory Guide 1.26, Rev. 3 o Regulatory Guide 1.83 Rev. I o Regulatory Guide 1.147 Latest revision o Regulatory Guide 1.150, Rev. I
* Indian Point Unit 2 UFSAR
* Indian Point Unit 2 Improved Tech. Specs. (Sections TRM 3.4B, 3.7A, and 5.5)
* Indian Point Unit 2 1st Ten-Year Inservice Inspection Program Plan
* Indian Point Unit 2 2 nd Ten-Year Inservice Inspection Program Plan
* Indian Point Unit 2 3 rd Ten-Year Inservice Inspection Program Plan 1-8
 
7-1nIndian t                                      Point Unit 2 EnI                0      ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Indian Point Unit 2 1st Ten-Year Containment Inservice Inspection Program Plan 1.5.2    Exceptions to the ISI and CISI Program Plan Exceptions to the ISI and CISI Program Plan are further discussed in Section 2, "ISI/CISI System/Structures/Component Exemptions & Examinations."
1.6  Inservice Inspection Boundary Development IOCFR50.55(a) requires that systems and components be designed, constructed, fabricated, erected, tested, and inspected to quality standards commensurate with the importance of the safety function to be performed. To this end, the regulation goes on to identify requirements related to defined "classes" of systems and components but, except for Class 1, does not specifically define the functional requirements for establishing classes or boundaries of these classes. Thus, in order to apply the inservice inspection (ISI) requirements of IOCFR50.55a to the systems and components installed at IP2, ISI class designations and boundaries must be defined and established.
Taking into consideration the fact that the Code Of Federal Regulation does not define components identified for class 2 or 3 designations, the NRC issued Regulatory Guide 1.26 (Revision 2 dated June, 1975 and Revision 3 (unapproved)) that provide guidance for determining component classification. This guidance presented in these regulatory guides, as appropriate, was used in establishing component classification and boundaries. In those cases where the guidance provided by the regulatory guide is inappropriate or non-applicable, this evaluation invokes the policies established by Entergy.
ISI Class boundaries designating Quality Group A, B, C, (Class 1, 2, 3) MC, & CC piping, components, and structures are controlled and depicted on the ISI drawings listed in Appendix E. Welds, components and their supports that are subject to inservice inspection are shown on Inservice Inspection Isometric Drawings that can be obtained from the Entergy's Configuration Control Management system. Pursuant to 10 CFR 50.55a, the inservice inspection requirements of ASME Section XI have been assigned to these components within the constraints of existing plant design.
1.6.1    ISI Boundaries and Classification For ASME Class 1 component(s) (Quality Group A), the requirements of Subsection 1WB apply, for ASME Class 2 components (Quality Group B) the requirements of Subsection IWC apply, and for ASME Class 3 components (Quality Group C) the rules of Subsection IWD apply. The rules of IWF for component supports apply to all three Quality Groups (A, B, and C).
The P&IDs are marked up with triangular shaped "flags" which include alpha characters designating Quality Group A, B, C, MC, CC, or blank for non-nuclear 1-9
 
g 'eriIndian En teigynia Snt m
Point Unit 2 ontUi ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN safety class. The blank flag has no letter symbol and is designated with a completely filled-in triangular shape in black.
Classification boundary breaks (Quality Group A, B, C, or MC) when at valves within the system or between systems shall include the valve which will be at the higher classification. The first weld after the class break on the side of the valve with the lower classification shall be designated at the lower classification.
Appendix E provides a list of applicable ISI and CISI drawings to this program.
Copies of these drawings are available through Entergy's Configuration Control Management System.
1.6.2    IWE/IWL Containment Boundaries and Classification As stated above, Quality Group A, B and C piping systems shall be inspected in accordance with applicable subsections of Section XI. The interface boundary between these systems and the containment systems occurs at the mechanical penetrations. For both thermally hot and thermally cold piping, the weld between the penetration end plate and the process pipe is classified as the piping class weld and serves as the interface boundary between the piping class and IWE. The boundaries for these components have been identified on the Containment ISI drawings (Appendix E).
1.6.2.1 ASME Class MC (IWE)
ASME Class MC Containment components consist of the containment structure and connecting penetrations, appurtenances and parts that form the containment leak tight boundary. The components included in the boundary are:
                      "    Dome liner
                      "    Wall liner
* Basemat liner
* Penetration sleeves
* Personnel air lock
* Equipment access hatch/personnel lock
* Fuel Transfer Tube Class MC containment components shall be inspected per the requirements of ASME Subsection IWE Table IWE-2500-1 as modified by 10CFR50.55a, Code Cases, Technical Positions, and Relief Requests approved by the NRC.
1.6.2.2 ASME Class CC (IWL)
The components that make up the Quality Group L boundary are the:
* Concrete wall 1-10
 
Entew                                Indian Point Unit 2                      IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
                  "  Concrete dome
* Concrete basemat ASME Class CC containment components shall be inspected per the requirements of ASME Subsection IWL Table IWL-2500-1 as modified by 10CFR50.55a, Code Cases, Technical Positions, and Relief Requests approved by the NRC.
The Indian Point 2 Containment is a reinforced concrete structure and is not designed utilizing a post tensioning system. Therefore, the rules and requirements of IOCFR50.55a (b)(2)(viii)(A), (B), (C), and (D) and ASM!E Section XI Subsection IWL rules that pertain to post tensioning systems do not apply at IP2.
1.6.3 Containment ISI Drawings The CISI drawings were created to graphically identify the components and define the boundaries. The drawings are designed to be used as an inspection tool to locate the components and verify the configuration during inspections.
Below is a listing of the drawing types included with the CISI Program.
: 1) General Arrangement Drawings - The general arrangement drawings were developed to give an overview of the areas of containment and to provide a map to the other inspection drawings. One drawing depicts the containment in an elevation section view showing the main components to be inspected per ASME Section XI, Subsections IWE and IWL and identifying the associated inspection drawings. General arrangements are also provided for the dome and basemat liners and for the air locks.
: 2) Liner Zone Drawings - These drawings were developed to divide the liner into areas of reasonable size for inspection. These drawings delineate the components that are located within each zone, provide cross-reference to the appropriate inspection detail for each component, and identify accessible and inaccessible areas of the liner. The inspection zone numbers identify the applicable ASME subsection, the approximate elevation of the bottom of the zone and the sequential number of the zone.
Example: IWE-068-001, "IWE" is the ASME subsection applicable to the inspection, "068" denotes the 68' elevation and "001" is the first zone at that level.
: 3) Liner Detail Drawings - The inspection detail drawings provide the configuration of the individual components through the use of section views and details of the specific component. The drawings delineate the extent of inspection required under ASME Section XI, Subsection IWE, locate jurisdictional boundaries and identify inaccessible areas/surfaces.
1-l1
 
        ~Indian                                  Point Unit 2 En tergy            ,        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast              INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
: 4) Concrete Zone Drawings - These drawings were developed to divide the concrete into areas of reasonable size for inspection. Inspection zones were established based on the configuration of rooms surrounding the containment wall. The inspection zone numbers identify the applicable ASME subsection, the approximate elevation of the bottom of the zone and the sequential number of the zone. Example: IWL-108-003; "IWL" is the ASME subsection applicable to the inspection, "108" represents El. 108' and "003" is the third zone at that level. These drawings identify accessible and inaccessible areas of the concrete. Penetrations are shown and identified to aid inspectors in establishing their bearings during inspections. These drawing may also be used to locate IWE components that must be inspected from outside containment.
An index of the CISI Drawings is included in Appendix E.
1.6.4    Piping Penetrating Containment Boundaries The following will apply for piping penetrations for systems specifically excluded from classification in accordance with Reg Guide 1.26, Rev. 3, such as instrument air, station air, service air, etc.
Piping will be classified as 'Class MC' as a minimum (noted as triangular shape flag quality group 'MC')*. Also, drawings with triangular shaped flags such as "E" are part of the MC designation for IWE components.
* The MC boundary will apply to the first weld of the first containment isolation valve outside containment through the penetration to the first weld inside the containment. The MC boundary, as defined in the IWE section of the code, will remain the same.
* Repairs/Replacement shall be in accordance with Indian Point design specification or the original construction code.
* Pressure test shall be in accordance with Appendix "J" and Code Case N-532.
* Note  Quality Group 'Class MC' designation is used for piping penetrations that is not classified Quality Group A, B, or C (Class 1, 2, or 3).
1.7 ASME Section XI Code Items Not Controlled By this Plan The following items are examined under ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section XI, 2001 Edition, with 2003 Addenda, but are not included in this plan to the extent indicated below. They are controlled and covered under IP2 Technical Specifications, IP2 UFSAR, or applicable Entergy reports and procedures as follows:
1.7.1    Steam Generator Tubing IWB-2500-1 Category B-Q Item No. B 16.20 will be examined by eddy current in accordance with the requirements of ITS Section 1-12
 
E n    tIndian                                Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 RPT .0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 5.5.7. Procedure number EN-DC-317, "Entergy Steam Generator Administrative Procedure," govern's the Steam Generator Program.
1.7.2  System Pressure Tests for Class 1, 2, and 3 components will be scheduled and controlled in accordance with IP2' s site ISI Pressure Test Program and site procedures.
1.7.3  Inspection and testing of Snubbers will be scheduled and controlled under the IP2 Engineering Report, "Hydraulic Shock Suppressor (Snubber Program) and ISTD, "Inservice Testing of Dynamic Restraints (Snubbers) in Light-Water Reactor Power Plants." The IP2 ISI Program will take credit for the applicable snubber attachment examinations performed and will monitor completions in Section 4, "Component Scheduling."
1.7.4  Inservice Testing of Pumps and Valves - Performed and controlled under the IP2 IST program plan.
1.7.5  The ASME Section XI Repair Replacement Program will be implemented and maintained in accordance with IPEC procedure, IP-SMM-DC-907, "ASME Code Section XI - Repair/Replacement Program."
1.8  Augmented Inservice Inspection Requirements Augmented examinations will be performed as required by 10CFR50.55a, the NRC, Response to RAIs, NEI Initiatives, or as deemed necessary by the ISI Program. Current augmented examinations include:
1.8.3  Reactor Coolant Pump Flywheel Inspection Program The Reactor Coolant Pump (RCP) Flywheel inspection in not required by ASME Section XI, however, it is identified as part of the Stations Augmented Inservice Inspection Program per IP2 Improved Tech Spec (ITS), TRM, and the UFSAR.
All required inspections are performed by an outside contractor, e.g.,
Westinghouse, in accordance with approved vender procedures. Vender procedures are reviewed and approved for use, prior to inspection of the flywheels. The flywheel inspections will be tracked in Entergy's Preventive Maintenance PM program when an RCP motor is removed and sent out for refurbishment in order to meet the ITS and the FSAR requirements. The inspection frequency will ensure that each reactor coolant pump flywheel is inspected at 20-year intervals, as required by ITS, Section 5.
1-13
 
n er                                Indian Point Unit 2
                ,t,      ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 1.8.4  The Risk-Informed Inservice Inspection (RI-ISI) Program The RI-ISI Program was approved for use during the Third 10-Yr Interval via NRC Safety Evaluation Report (TAC No. MC0303). The RI-ISI Program shall be re-employed at IP2 during the 4th Ten-Year ISI Interval via Relief Request RR-05 (See Appendix B). This program is comprised of Class 1 (ASME Categories B-F and B-J) piping segments/elements. As an Augmented Inspection Program the criteria for selection, examination method, examination coverage, and extent is based on EPRI report TR- 112657.
RI-ISI Program Examination of Socket Welds Per ASME B&PV Code Case N-578-1, the only examination that is required on a socket weld is a VT-2 visual examination each refueling outage.
Very few socket welds are selected for examination at IP2 since there are simply not that many socket welds in the ISI Program that fall into the medium or high-risk categories. During the 4 th ISI Interval, IP2 will perform a VT-2, as a minimum, of RI-ISI socket welds each refueling outage.
1.8.5  NEI Initiatives - Materials Reliability Program (MRP-139) for RV DM Welds EPRI has developed a program titled "Materials Reliability Program: Primary System Piping Butt Weld Inspection and Evaluation Guideline (MRP-139)," dated 7/14/05, that identifies primary system DM butt weld locations susceptible to primary water stress corrosion cracking (PWSCC) and developed approaches for inspection, re-inspection, mitigation, and flaw evaluation. This includes terminal ends, where most of the Alloy 82/182 welds are located. In accordance with MRP-139, guidance has been provided to inspect dissimilar butt welds as in the RV nozzle to safe-end welds. In this guidance, IP2 falls under the classification of "D" and "E" and "J" and "K", as defined in MRP-139. Examination and schedule requirements per MRP- 139, include implementing the volumetric examination requirements (methods) per MRP- 139, Section 5.1, visual examination requirements per Section 5.2, volumetric examination schedule/ frequencies per Table 6-1, and visual examination schedule/frequencies per Table 6-2.
Entergy will comply with the criteria of MRP-139, for welds that are potentially susceptible to Primary Water Stress Corrosion Cracking (PWSCC). At IP2 this consists of 8 welds where piping (safe-ends) attaches to the reactor pressure vessel nozzles.
1.9 Repairs and Replacements 1.9.1  The ASME Section XI Repair/Replacement Program is controlled and implemented by applicable IPEC site procedure and provides requirements for 1-14
 
E nte W ,                              Indian Point Unit 2 E'n tCP~f                ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR INTERVAL INSERVICE INSPECTION Rev. 0 Nuclear Northeast PROGRAM PLAN repairs, modifications, and/or replacements of ISI Quality Group A, B, C, (Class 1, 2, and 3) MC, and CC piping systems, components, and structures.
1.9.2    Repairs, replacements and alterations/modifications will be made in accordance with ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section XI, 2001 Edition up to and including 2003 Addenda.
1.9.3    ASME Section XI Code Cases for Repair / Replacement activities at IP2 are within the scope of this Inservice Inspection Plan.
1.9.4    All design changes that affect ISI structures, systems, or components are evaluated by the site ISI Engineer/Coordinator as to the design changes effect on ISI activities and Section XI.
1.10    Administrative Controls 1.10.1    Organizational responsibilities and the methods by which IP2 will conduct inservice inspections and testing is proceduralized for compliance with 10CFR50 and ASME Section XI.
1.10.2    The ISI Program Plan is to be maintained in an updated condition. Updates will be completed in a timely manner after each scheduled refueling outage to incorporate outage results.
1.10.3    Entergy shall be responsible for any changes to the plant installed condition due to maintenance, repair or replacement or of any changes in program scope or applicability due to changes in commitments to USNRC.
1.10.4    All items to be examined during a given inspection period are to be scheduled for completion by the end of the applicable period. An Owners Activity Report will be prepared in accordance with applicable plant procedures and submitted to the NRC within 90 days following the refueling outage.
1.10.5    Condition reports shall be initiated in cases where volumetric or surface examinations detect indications in ISI components which do not meet the applicable Section XI Acceptance Standards.
1.10.6    Guidelines for the planning, scheduling, and performance of ISI examinations during IP2 plant power operations shall be provided by administrative procedures.
1.10.7    Administrative procedures shall provide the overall requirements for outage examination plans and schedules, NDE personnel qualification and certification, development of NDE procedures, examination checklists, and NDE data review.
1-15
 
Indian Point Unit 2
                        -r                                                        IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 1.11 IDDEAL Data-Management Program IP2 ISI Components and their examination scheduling data have been transferred to the Iddeal Software Suite platform. The Iddeal Software Suite integrates information from the examination programs to facilitate ease and efficiency in organizing, scheduling and tracking of all inspection and examination work.
1.12 ASME Section XI Code Cases ASME Section XI Code Cases that may be used as alternative requirements to the 2001 Code Edition, with 2003 Addenda. The alternative requirements presented are in accordance with ASME Section XI and IOCFR50.55a, as applicable. Appendix A contains a listing and copies of Code Cases for informational purposes.
1.12.1 Adoption of Code Cases As allowed by 10 CFR 50.55a(c)(3) and USNRC Regulatory Guide 1.147, latest revision, ASME Section XI Code Cases that have been determined acceptable and/or conditionally accepted for application to ISI Programs by the USNRC will be used.
Other Code Cases not listed as acceptable and/or conditionally acceptable in Regulatory Guide 1.147 will be used under NRC approved Relief Requests.
IP2 may also apply the ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section III Code Cases listed in NRC Regulatory Guide 1.84 without prior NRC approval, subject to limitations contained in IOCFR50.55a(b)(4).
Code Cases adopted for IP2 Inservice Inspection used during the Fourth Interval are listed in the Tables below. In all cases, the use and adoption of Code Cases will be in accordance with ASME Section XI, IWA-2440 and 10 CFR 50.55a. The methodology for adopting Code Cases is divided into the four categories clarified below.
A. Adoption of Code Cases Listedfor Generic Use in Regulatory Guide 1.147 or the Code of FederalRegulations Certain ASME Code Cases that are identified as "acceptable" in Regulatory Guide 1.147, latest revision, or the Code of Federal Regulations 10CFR50.55a, will be adopted for use, as needed, during the Fourth 10-Yr Inservice Inspection Interval.
The "Acceptable" and/or "Conditionally Acceptable" Code Cases that may be used during the 4 th Interval include those listed in Table 1.12-lA & IB:
1-16
 
Sgy n er                        Indian Point Unit 2
.C1        b    't,    ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                      IP-RPT-06-00097 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE 1.12-1A ACCEPTABLE CODE CASES CODE CASE                                    TITLE NUMBER Revised UltrasonicExamination Volume for Class Bolting, Table IWB-2500-1, Examination Category B-G-J, When N-307-3        Examinations are Conductedfrom the End of the Bolt or Stud orfrom the Center- DrilledHole, Section XI, Division 1
Alternative PressureTest Requirementfor Welded Repairs N-416-3        or Installationof Replacement Items by Welding, Class 1, 2 and 3, Section XI, Division I Repair Welding Using Automatic or Machine Gas Tungsten N-432-1        Arc Welding (GTMW) Temper Bead Technique, Section XI, Division 1 Alternative Examination Coveragefor Class I and Class 2 Welds, Section X1, Division 1 Rules for Examination of Class 1, 2, 3, and MC Component N-491-2        Supports of Light-Water Cooled Power Plants, Section XI, Division 1 Pipe Specific Evaluation Proceduresand Acceptance Criteriafor Flaws in Class 1 FerriticPiping that Exceed N-494-3        the Acceptance Standards of IWB-3514-2 and in Class I Austenitic Piping that Exceed the Acceptance Standardsof IWB-3514-3, Section XI, Division I Pressure Testing of Containment PenetrationPiping, Section X1, Division 1 Mechanical Clamping Devicesfor Class 2 and 3 Piping, Section X1, Division I N-526          Alternative Requirements for Successive Inspections of Class I and 2 Vessels, Section XL Division I Location of UltrasonicDepth-Sizing Flaws, Section XI, Division I Alternative Requirementsfor Conduct of Performance N-545          Demonstration Detection Test of Reactor Vessel, Section XI, Division I N-566-2          Corrective Action for Leakage Identified at Bolted Connections, Section XL, Division I N-573          Transfer of ProcedureQualificationRecords Between Owners, Section X1, Division I Attenuation to Reference Flaw Orientationof Appendix G N-588          for Circumferential Welds in Reactor Vessels, Section XI, Division 1 Transfer of Welder, Welding Operator,Brazer, and Brazing N-600          OperatorQualificationsBetween Owners, Section X1, Division 1 Extent and Frequency of VT-3 Visual Examinationfor N-601          Inservice Inspection of Metal Containments,Section XL, Division  1 1-17
 
Indian Point Unit 2 Entergy                  ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT 100097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE 1.12-1A ACCEPTABLE CODE CASES CODE CASE                                        TITLE NUMBER Ultrasonic Examination of PenetrationNozzles in Vessels, Examination Category B-D, Item Nos. B3. 10 and B3.90, Reactor Nozzle-to-Vessel Welds, Figs. IWB-2500-7(a), (b),
and (c), Section XI, Division I Alternative Requirementsfor VT-2 Visual Examination of N-616              Classes 1, 2, 3 Insulated Pressure Retaining Bolted Connections,Section XI, Division]
N-623              Deferralof Inspections of Shell-to-Flange and Head-to-Flange Welds of a Reactor Vessel, Section XI, Division 1 N-624              Successive Inspections, Section XI, Division I Alternative Pressure-TemperatureRelationship and Low N-641              Temperature Overpressure ProtectionSystem Requirements, Section XI, DivisionI N-649              Alternative Requirementsfor IWE-5240 Visual Examination,Section XI, Division I Alternative Requirements to CategoriesB-G-I, B-G-2, and N-652              C-D Bolting Examination Methods and Selection Criteria, Section XL, Division 1 N-663                Alternative Requirementsfor Class 1 and 2 Surface Examinations, Section XI, Division 1 N-695              QualificationRequirementsfor DissimilarMetal Piping Welds, Section XI, Division 1 QualificationRequirementsfor Appendix VIII Piping N-696              Examinations Conductedfrom the Inside Surface, Section XI, Division 1 Alternative Rules for Selection of Classes 1, 2, and 3 Vessel Welded Attachmentsfor Examination, Section X1, Div. 1 For "conditionally acceptable" Section XI Code Cases, all conditions or limitations delineated in Regulatory Guide 1.147 or in the Code of Federal Regulations that are applicable for the particular Code Case shall apply. In either case, a Relief Request to use the Code Case is not required.
1-18
 
Ent ner                              Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                                  Rev. 0 Nuclear Northeast      INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE 1.12 -1B CONDITIONALLY ACCEPTABLE CODE CASES CODE CASE                      TITLE                                        CONDITION(S)
NUMBER Prior to conducting the VT-2 examination of Class 2 and Class 3 components not required to operate during normal plant operation, a 10-minute holding time is required after attaining Alternative Requirements for 10-Year          test pressure. Prior to conducting the VT-2 N-498-4  System Hydrostatic Testing for Class 1,      examination of Class 2 and Class 3 components 2, and 3 Systems, Section X1, Division1      required to operate during normal plant operation, no holding time is required, provided the system has been in operation for at least 4 hours for insulated components or 10 minutes for non-insulated components.
The provisions of Section X1, Non mandatory Appendix Q, "Weld Overlay Repair of Class 1, 2, and 3 Austenitic Stainless Steel Piping Alternative Rules for Class 1, 2, and 3      Weldments, "must also be met. The appendix is N-504-2  Austenitic Stainless Steel Piping Section XI, available on the ASME Board on Nuclear Division 1                                    Codes and Standards web site at:
http://cstools.asme.org/csconnect/committeePag es.cfm?Committee=010000000 (1) Specific safety factors in paragraph 4.0 must be satisfied.
(2) Code Case N-513 may not be applied to:
(a) Components other than pipe and tube.
Evaluation Criteriafor Temporary                  (b) Leakage through a gasket.
N-513-1  Acceptance of Flaws in Class 3 Piping,            (c) Threaded connections employing Section XI, Division I                                nonstructural seal welds for leakage prevention (through seal weld leakage is not a structural flaw; thread integrity must be maintained).
(d) Degraded socket welds.
Alternative Requirements to Repair and        Code Case N-532-1 requires an Owner's Replacement DocumentationRequirements Activity Report Form and Inservice Summary Report Preparation OAR- I to be prepared and certified upon N-532-1  and Submission as Required by IWA-4000        completion of each refueling outage. The OAR-and IWA-6000, Section XI, Division 1          1 forms must be submitted to the NRC within 90 days of the completion of the refueling outage.
Alternative Requirements for VT-2 Visual      Prior to conducting the VT-2 examination, the Examinationof Class 1, 2, and 3 Insulated provisions of IWA-5213, "Test Condition Pressure-RetainingBolted Connections,        Holding Times," 1989 Edition, are to be Section XI, Division I                        followed.
1-19
 
SIndian Point Unit 2 En                                                                  IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE 1.12 -1B CONDITIONALLY ACCEPTABLE CODE CASES CODE CASE                          TITLE                                        CONDITION(S)
NUMBER This Code Case is applicable only to the Alternative Requirementsfor Qualification        performance of VT-2 examinations and may not N-546    of VT-2 Examination Personnel,Section XI,        be applied to other VT-2 functions such as Division 1                                      verifying the adequacy of procedures and training VT-2 personnel.
To achieve consistency with the 10 CFR 50.55a rule change published September 22, 1999 (64 FR 51370), incorporating Appendix VIII, "Performance Demonstration for Ultrasonic Examination Systems," to Section XI, add the following to the specimen requirements:
Alternative Methods - Qualificationfor N-552    Nozzle Inside Radius Sectionfrom the            "At least 50 percent of the flaws in the Outside Surface, Section XI, Division I          demonstration test set must be cracks and the maximum misorientation must be demonstrated with cracks. Flaws in nozzles with bore diameters equal to or less than 4 inches may be notches.
Add to detection criteria, "The number of false calls must not exceed three."
The component used for repair/replacement Alternative Requirementsfor                    must be manufactured, procured, and controlled AltReronciativ  Requ f    ements f        ,        as a safety-related component under an N-554-2  Reconciliation of Replacement Items,            NRC-approved Quality Assurance program meeting the requirements of Appendix B to 10 CFR Part 50.
The component used for repair/replacement Alternative Requirements for Class 1, 2,        must have been manufactured, procured, and N-567-1  and 3 Replacement Components, Section            controlled as a safety-related component under XI, Division I                                  an NRC-approved Quality Assurance program meeting the requirements of Appendix B to 10 CFR Part 50.
(1) Supplemental practice shall be performed on material or welds that contain cracks, or by N583    Annual Training Alternative, Section Xweanalyzingthat prrcontain crdata from material or Division 1                                      (2) The training must be completed no earlier than 6 months prior to performing ultrasonic examinations at a licensee's facility.
Alternative Additional Examination              The engineering evaluations addressed under Requirementsfor Class 1, 2, and 3 Piping,        Item (a) and the additional examinations Components, and Supports, Section XI,            addressed under Item (b) shall be performed Division 1                                      during this outage. If the additional 1-20
 
E nt
  -'er                            Indian Point Unit    2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                                    Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE 1.12 -lB CONDITIONALLY ACCEPTABLE CODE CASES CODE CASE                        TITLE                                        CONDITION(S)
NUMBER N-586                                                  examinations performed under Item (b) reveal indications exceeding the applicable acceptance criteria of Section XI, the engineering evaluations and the examinations shall be further extended to include additional evaluations and examinations at this outage.
(1) Code Case must be supplemented by the provisions of EPRI Nuclear Safety Analysis Center Report 202L-R2, April 1999, "Recommendations for an Effective Flow Accelerated Corrosion Program," for developing the inspection requirements, the method of predicting the rate of wall thickness loss, and the value of the predicted remaining wall thickness. As used in NSAC-202L-R2, the terms "should" and "shall" have the same expectation of being completed.
(2) Components affected by flow-accelerated corrosion to which this Code Case are applied must be repaired or replaced in accordance with the construction code of record and Owner's requirements or a later NRC approved edition of Section III of the ASME Code prior to the value of tp reaching the allowable minimum wall thickness, tmin, Requirementsfor Analytical Evaluation of N-597-1                                                      as specified in -3622.1 (a)(l) of this Code Pipe Wall Thinning, Section X1, Division 1 Case. Alternatively, use of the Code Case is subject to NRC review and approval.
(3) For Class 1 piping not meeting the criteria of
                                                                      -3221, the use of evaluation methods and criteria is subject to NRC review and approval.
(4) For those components that do not require immediate repair or replacement, the rate of wall thickness loss is to be used to determine a suitable inspection frequency so that repair or replacement occurs prior to reaching allowable minimum wall thickness, tmin.
(5) For corrosion phenomenon other than flow accelerated corrosion, use of the Code Case is subject to NRC review and approval.
Inspection plans and wall thinning rates may be difficult to justify for certain degradation mechanisms such as MIC and oitting.
i                                            h 1-21
 
En    tIndian bery Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE 1.12 -1B CONDITIONALLY ACCEPTABLE CODE CASES CODE CASE                        TITLE                                      CONDITION(S)
NUMBER UT examination shall be demonstrated for the repaired volume using representative samples Similar and DissimilarMetal Welding          which contain construction type flaws. The GTA W Temper Bead Technique, Section        acceptance criteria of NB-5330 of Section III XI, Division 1                              edition and addenda approved in 10 CFR 50.55a apply to all flaws identified within the repaired volume.
Chemical ranges of the calibration block may vary from the materials specification if: (1) the 9
Alternative  CalibrationBlock Material,      calibration block material is produced under an N639    Section XI, Division B                        accepted industry specification or standard, and (2) the phase and grain shape are maintained in the same ranges produced by the thermal process required by the material specification.
A VT-I examination is to be used in lieu of the "detailed visual examination." (Note: Draft Alternative to Augmented Examination          Regulatory Guide DG- 1070, "SamplingPlans N-647  Requirements of IWE-2500, Section XI,          Used for Dedicating Simple Metallic Division 1                                    Commercial Grade Items for Use in Nuclear Power Plants," is being developed to provide acceptable guidelines for sampling criteria.)
In place of a UT examination, licensees may perform a visual examination with enhanced magnification that has a resolution sensitivity to detect a l-mil width wire or crack, utilizing the Alternative Requirements for Inner Radius      allowable flaw length criteria of Table 1WB-N-648-1I Examination of Class 1 Reactor Vessel          3512-1 with limiting assumptions on the flaw Nozzles, Section XI Division I                aspect ratio. The provisions of Table IWB-2500-1, Examination Category B-D, continue to apply except that, in place of examination volumes, the surfaces to be examined are the external surfaces shown in the figures applicable to this table.
(a) If the root cause of the degradation has not been determined, the repair is only acceptable Alternative Requirements for Wall              for one cycle.
N-61 Thickness    Restoration              and 3    (b) Weld overlay    repair        area can only be of anlocation.
N-661  Carbon          PipingforofRaw Restoaiontass2 AThicnativSteel            Classes 2ad3 Water        performed promdoc      once inntesm the same    oain Service, Section XI, Division R                  (c) When through-wall repairs are made by welding on surfaces that are wet or exposed to water, the weld overlay repair is only acceptable until the next refueling outage.
1-22
 
EIndianEntrgy                                  Point Unit 2
_________________________________                    -      IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                              Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE 1.12 -1B CONDITIONALLY ACCEPTABLE CODE CASES CODE CASE                          TITLE                                      CONDITION(S)
NUMBER Alternative Repair/Replacement              The Code Case must be applied only to ASME N-662      Requirementsfor Items Classified in          Code Classes 2 and 3, and non-Code Class Accordance with Risk-Informed Processes,    pressure retaining components and their Section XI, Division I                      associated supports.
Other Code Cases as they are listed in future revisions of Regulatory Guide 1.147 may be used, if and when required, without the submittal of a formal Relief Request.
B. Adoption of Code Cases Not Listedfor Generic Use in Regulatory Guide 1.147 Adoption of Code Cases that have been approved by the ASME Board of Nuclear Codes and Standards, but that have not been listed for generic use in Regulatory Guide 1.147, may be submitted for approval for use to the NRC in the form of a Relief Request in accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3). Once approved by the NRC with associated SER, these Relief Requests will be available for use at IP2 until such time that the Code Cases are adopted into Regulatory Guide 1.147.
Table 1.12-1 C below lists those Code Cases for which relief at IP2 has been sought from the USNRC.
TABLE 1.12-1C CODE CASES TO BE USED AT IP2 THROUGH RELIEF REQUESTS CODE CASE                                    TITLE                                  RELIEF REQUEST NUMBERNUMBER N-578-1          Risk-Informed Requirementsfor Class 1, 2, and 3 Piping,            RR-05 Method B, Section XI, Division 1 Alternative Examination Requirements of Table IWB-2500-1 N-706        and Table IWC-2500-1 for PWR Stainless Steel Residual and          RR-02 Regenerative Heat Exchangers, Section XI, Division 1 C. Adoption of Code Cases Listed for Generic Use in Regulatory Guide 1.147 But Subsequently Annulled by ASME Section XI Code cases may expire or be annulled because the provisions have been incorporated into the Code, the application for which it was specifically developed no longer exists, or experience has shown that an examination or testing method is no longer adequate.
After the ASME annuls a Code Case and the NRC amends 10CFR50.55a and RG 1.147, licensees may not implement that Code Case for the first time. However, a licensee who implemented the Code Case prior to annulment may continue to use that 1-23
 
7Indian                                        Point Unit 2 fl              -  ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                      IP-RPT-06-00097 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Code Case through the end of the present ISI interval. An annulled Code Case cannot be used in the subsequent ISI interval unless implemented as an approved alternative under 10CFR50.55a(a)(3). If a Code Case is incorporated by reference into 10CFR50.55a and later annulled by the ASME because experience has shown that an examination or testing method is inadequate, the NRC will amend 10CFR50.55a and RG 1.147 to remove the approval of the annulled Code Case. Licensees should not begin to implement such annulled Code Cases in advance of the rulemaking.
D. Adoption of Code Cases Issued Subsequent to Filing this Inservice Inspection Plan Code Cases issued by ASME Section XI subsequent to the official filing of this Inservice Inspection Plan may be proposed for use through revisions to this Plan in accordance with ASME Section XI, IWA-244 1(d) or Relief Requests.
1.13  Technical Positions Technical Positions are created for areas where the Code does not provide clear direction or areas where regulation requires more attention to a specific area. When Technical Positions papers are written, they will be referenced in Appendix F of this program.
1.14  Relief Requests IP2 Relief requests for ISI/CISI inspection program plan activities are addressed under 10CFR50.55a(g)(5)(iv). In certain cases, strict compliance with the ASME Code Section XI 2001 Edition, with 2003 Addenda, have been determined to be impractical for IP2. As stated in 10CFR50.55a(g)(5)(iii): "If the licensee has determined that conformance with certain code requirements is impracticalfor its facility, the licensee shall notify the Commission and submit, as specified in § 50.4, information to support the determinations."
This Program Plan has been developed from an engineering review of IP2 systems, components, supports and structures. When examinations cannot be performed to the requirements of the ASME Section XI Code, as allowed by provisions in 10CFR50.55a, request for relief with justifications and applicable proposed alternatives will be submitted for NRC approval. Approved relief requests shall be incorporated into the next revision of the Inservice Inspection Program Plan.
Relief requested from the examination requirements of ASME Code Section XI 2001 Edition, with 2003 Addenda, for ISI Class 1, Class 2, Class 3, Class MC, and Class CC components, piping, supports, and structures are listed in Appendix B. Relief from the examination requirements was requested based upon the justification and alternative examination methods provided. Relief from other ISI related programs that are not controlled by this Plan are not included in Appendix B.
1-24
 
" nt                                  Indian Point Unit 2 E n1Q
                      -IP-RPT-06-00097 PV ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                        Rev. 0 Nuclear Northeast              INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Fourth Interval Relief Requests are numbered sequentially and are given the designation of "RR-XX" ("IP2 Relief Request No .RR-XX"). Copies of these Relief Requests are included in Appendix B.
1.14.1  10CFR50.55a(g)(4)(iv) Requests for Use of Subsequent Code Editions IOCFR50.55a(g)(4)(iv) allows the use of subsequent code editions and addenda through a request to the NRC. These requests are subject to NRC approval and will be included as part of the Relief Request index.
1.15  Non-Destructive Examination (NDE)
Examination methods are employed as per ASME Section XI, 2001 Edition, with 2003 Addenda, Subsection IWA-2200. The three types used during ISI examinations are:
Visual, Surface, and Volumetric.
1.15.1 Visual examinations shall be conducted in accordance with Subsection IWA-2210 and IWE-2310. This consists of VT-1, VT-2, VT-3, and General Visual.
1.15.2 10CFR50.55a Modifications 10CFR50.55a(b)(ix)(B):, When performing remotely the visual examinations required by Subsection IWE, the maximum direct examination distance specified in Table IWA-2210-1 may be extended and the minimum illumination requirements specified in Table IWA-2210-1 may be decreased provided that the conditions or indications for which the visual examination is performed can be detected at the chosen distance and illumination.
IOCFR50.55a(b)(ix)(E): A general visual examination as required by Subsection IWE must be performed once each period.
IOCFR50.55a(b)(ix)(F): VT-I and VT-3 examinations must be conducted in accordance with IWA-2200. Personnel conducting examinations in accordance with the VT-I or VT-3 examination method shall be qualified in accordance with IWA-2300. The "owner-defined" personnel qualification provisions in IWE-2330(a) for personnel that conduct VT-I and VT-3 examinations are not approved for use.
IOCFR50.55a(b)(ix)(G): The VT-3 examination method must be used to conduct the examinations in Items El. 12 and El1.20 of Table IWE-2500- 1, and the VT-I examination method must be used to conduct the examination in Item E4. 11 of Table IWE-2500- 1. An examination of the pressure-retaining bolted connections in Item El. 11 of Table IWE-2500-1 using the VT-3 examination method must be conducted once each interval. The "owner-defined" visual examination provisions in IWE-2310(a) are not approved for use for VT-I and VT-3 examinations.
1-25
 
7-7nIndian                                  Point Unit 2 En                        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                    IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 10CFR50.55a(b)(ix)(B)(H): Containment bolted connections that are disassembled during the scheduled performance of the examinations in Item El. 11 of Table 1WE-2500-1 must be examined using the VT-3 examination method. Flaws or degradation identified during the performance of a VT-3 examination must be examined in accordance with the VT-I examination.
method. The criteria in the material specification or IWB-3517.1 must be used to evaluate containment bolting flaws or degradation. As an alternative to performing VT-3 examinations of containment bolted connections that are disassembled during the scheduled performance of Item El. 11, VT-3 examinations of containment bolted connections may be conducted whenever containment bolted connections are disassembled for any reason.
1.15.3 Surface examinations shall be conducted in accordance with IWA-2220. This includes, Magnetic Particle (MT), Liquid Penetrant (PT), and Eddy Current (EC).
1.15.4 Volumetric examinations shall be conducted in accordance with IWA-2230.
1.15.5 Ultrasonic examination of components at IP2 will be performed in accordance with the requirements of ASME Section XI, Mandatory Appendix I.
10CFR50.55a Modifications IOCFR50.55a(b)(2)(xiv, xv, & xvi) provides requirements for the implementation of Mandatory Appendix VIII, Performance Demonstrationfor UltrasonicExamination Systems, of ASME Section XI 2001 Edition, 2003 Addenda. Appendix VIII provides the requirements for performance demonstration of ultrasonic examination procedures, equipment, and personnel used to detect and size flaws.
IOCFR50.55a(b)(2)(xiv) requires that all personnel qualified to perform ultrasonic examinations in accordance with Appendix VIII receive 8 hours of annual hands-on training on specimens that contain cracks. As permitted by this regulation, Entergy Nuclear Northeast may use the annual practice requirements in VII-4240 of Appendix VII of Section XI in place of the 8 hours of annual hands-on training provided that the supplemental practice is performed on material or welds that contain cracks, or by analyzing prerecorded data from material or welds that contain cracks. In either case, the required training will be completed no earlier than 6 months prior to performing ultrasonic examinations at IP2.
1.16 NDE Personnel Oualifications 1.16.1    Nondestructive examination personnel shall be trained, certified, and qualified in accordance with ASME Section XI, Subarticle IWA-2300 of the 2001 Edition, with 2003 Addenda. Ultrasonic examination personnel shall 1-26
 
E nr tfEg
        .Indian                                Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN additionally meet the training, qualification, and certification requirements of ASME Section XI Mandatory Appendices VII and VIII.
1.16.2 IWE/IWL Training / Qualification of Inspection Personnel 1.16.2.1 IWE Requirements:
                            " The personnel will be knowledgeable in the requirements for design, inservice inspection, and/or testing of Class MC and metallic liners of Class CC components per IWE-2320.
                            " VT-3 examinations shall be performed by personnel meeting the applicable requirements of IWA-2300 of the 2001 Code Edition, 2003 Addenda.
* Requirements for augmented examination will be performed per IWE-2500 of the 2001 Code Edition, 2003 Addenda 1.16.2.2 IWL Requirements:
* Visual examinations will be performed in accordance with the Subsection IWL-23 10, as modified by Code Case N-630 and the conditions indicated in the latest approved NRC Regulatory Guide (RG) 1.147. The Code Case replaces the VT-3C with a General Visual Examination and the VT-i C with a VT-1. Per RG 1.147, qualification requirements must be in accordance with IWA-2300 in lieu of the owner defined qualification requirements. The use of the limited certification as outlined in IWA-2350 is permissible.
* Visual examinations, personnel qualification, and Responsible Engineer are to comply with the requirements of IWL-2300, IWL-23 10, & IWL-2320.
* Indications will be recorded, and subsequently evaluated, by the RE/PE in accordance with IWL-2320, IWL-3200, and IWL-3300.
* Applicable IP2 Containment Inspection program documents and/or procedures will be developed to include the aforementioned qualification requirements.
1.17 NDE Inspection Procedures 1.17.1  The NDE examination procedures employed during the 4 th Interval will meet all the requirements of the ASME Code Section XI, 2001 Edition, including the 2003 Addenda. All procedures will be reviewed and approved prior to use by Entergy in accordance with the Entergy's IOCFR50 Appendix B QA 1-27
 
EnrIndian Point Unit 2 IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Program. The procedures will be referenced on the appropriate NDE data sheets and are available for review at any time by regulatory personnel at the plant site.
1.17.2    Entergy's ENN Engineering Standard for, "IWE General Visual Containment Inspection" provides the controls for the visual examination requirements of ASME XI Subsection 1WE for Class MC (Metal Containment) components, as well as providing the recording and reporting criteria to be used for these visual examinations.
1.17.3    Entergy's ENN Engineering Standard for, "IWL Visual Containment Inspection" provides the controls for the visual examination requirements of ASME XI Subsection IWL for Class CC (Concrete Containment) components, as well as providing the recording and reporting criteria to be used for these visual examinations.
1.18  Calibration Blocks 1.18.1 Calibration blocks shall meet the material, surface finish and calibration reflector configuration requirements in effect at the time of the calibration block fabrication. Where this differs from the current edition of ASME Section XI, the differences shall be noted in the UT examination procedure and in accordance with Code Case N-639.
1.18.2 Calibration blocks shall be used to establish a reference sensitivity level from which subsequent examinations may be compared. The calibration block design may be the Basic Calibration Block described in Section XI Appendix III (i.e. 111-3400) or the design may be the Alternative Calibration Block described in ENN NDE procedures. During Section XI Appendix VIII performance demonstration for ultrasonic examinations, alternate calibration blocks may be used.
1.18.3 A detailed list of all ISI calibration blocks to be employed during the Fourth Interval is provided in Appendix C of this Program Plan. Per PDI procedures, calibration blocks fabricated to an edition of Section XI earlier than the 200lEdition with 2003 Addenda may be used in the 4 th Interval without reconciliation.
1-28
 
Indian Point Unit 2 EIP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR Rev. 0 Nuclear Northeast  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN SECTION 2.0 ISI/CISI - SYSTEM/COMPONENT/STRUCTURE EXEMPTIONS & EXAMINATION DEVELOPMENT 2-1
 
Indian Point Unit 2 En t i yIP-RPT-06-00097    ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.0    ISI SYSTEM / COMPONENT EXEMPTIONS & EXAMINATION DEVELOPMENT 2.1    CLASS 1 (QUALITY GROUP A) SYSTEMS / COMPONENTS (IWB)
The ASME Code Class I (Quality Group A) system boundaries subject to examination and testing were developed based upon the requirements of Reg Guide 1.26, 10 CFR 50.2(v), and IP2 Updated Final Safety Analysis Report (UFSAR). The ASME Code Class 1 pressure retaining components and their welded attachments subject to examination and inspection are described below.
2.1.1  Components Subject to Examination (IWB-1210)
Components subject to examination are all Class I pressure retaining components and their welded attachments.
2.1.2  Components Exempt from Examination (IWB-1220)
The following components (or parts of components) are exempted from the volumetric and surface examination requirements of IWB-2500:
(a)      Components that are connected to the Reactor Coolant System and part of the reactor coolant pressure boundary and that are of such a size and shape so that upon postulated rupture the resulting flow of coolant from the Reactor Coolant System, under normal plant operating conditions, is within the capacity of makeup systems that are operable from on-site emergency power. The emergency core cooling systems are excluded from the calculation of makeup capacity.
(b)      (1) Piping of nominal pipe size 1" and smaller; (2) Components and their connections in piping of 1" nominal pipe size and smaller.
(c)      Reactor vessel head connections and associated piping, nominal pipe size 2" and smaller, made inaccessible by control rod drive penetrations.
(d)      Welds, or portions of welds, that are inaccessible due to being encased in concrete, buried underground, located inside a penetration, or encapsulated by guard pipe.
2.1.3  IWB Component / Piping Examination Development (Table IWB-2500-1)
Class 1 components subject to examination are identified in Section 4.0. A summary discussion of Class 1 components subject to examination and inspection is provided below:
2-2
 
EnJf__
I terIP-RPT-06-00097 45,y, Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                              Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.1.3.1 Examination Category B-A. Pressure Retaining Welds in Reactor Vessel Note: Relief Request RR-06; requested a one time refueling cycle extension to allow for deferment of the subject examinations to allow time for NRC review of industry efforts to extend the in-service inspection (ISI) interval for the subject examinations from 10 to 20 years.
L3  Item No. B1.11: Reactor Vessel Shell Welds - Circumferential o]  Item No. B1.12: Reactor.Vessel Shell Welds - Longitudinal The following applies to both B 1.1 land B 1.12:
                        "  Examination Method: Volumetric.
* Extent and Frequency of Examination: All welds during the 4 th Interval.
Includes essentially 100% of the weld length.
* Deferral: Deferral of examinations to end of interval is permissible.
Reactor Vessel Beltline Indication At 345 Degrees Vessel Azimuth During the 1st 10-Year Reactor Vessel examination in 1984, an indication was reported in the reactor vessel lower shell course, located in Circumferential Weld RPVC3, approximately 240 inches below the vessel flange at vessel azimuth 345 degrees. Based on the detected dimensions, the indication could not be found to be acceptable per ASME Section XI 1WB-3500-1. While the NRC in their October 16, 1984 safety evaluation concurred ihat the size of the indication was acceptable for plant operation, they required an augmented inspection program for the reactor vessel, which was incorporated into the IP2 Technical Specifications. This indication was re-inspected in 1987, where the indication characterization (size, orientation, reflector type) was established by the use of more advanced sizing techniques. This indication was conservatively bounded by a length of 3.9 inches, a through-wall dimension of 0.37 inches and a ligament distance (metal between the flaw bottom edge and the outside diameter surface) of 0.23 inches. Based on these dimensions, the indication was found to be acceptable per ASME Section XI IWB-3500-1.' In the safety evaluation dated July 12, 1988, the NRC concluded that the required augmented inspection could be discontinued. Furthermore, it was concluded that the indication was most likely a subsurface welding inclusion that has existed unchanged since the vessel was fabricated.
During the 2 nd 10-year reactor vessel examination in 1995, the indication located at approximately 240 inches below the vessel flange at vessel azimuth 345 degrees was of particular interest. While there were some variations in the examination results due to differences in the examination system and examination methodology from the prior exams, the indication characteristics as noted in the 1984, 1987, and 1995 examinations remained the same. The 2-3
 
y      e_,1                            Indian Point Unit 2 En t        gIP-RPT-06-00097ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                          Rev. 0 Nuclear Northeast              INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN indication is embedded and its dimensions were compared to the acceptance criteria of ASME Section XI IWB-3500-1 and found to be acceptable.
Entergy elected via 3 rd Interval ISI Program Relief Request RR-73, to extend the 10-year Interval RPV Weld Examinations for one more cycle to allow for submitting 10 - 20 year RPV extension. These exams are now scheduled for the 1Ist period of the Fourth Interval.
                    "    Item No. B1.21: Reactor Vessel Head Welds - Circumferential o Item No. B1.22: Reactor Vessel Head Welds - Meridional The following applies to both B 1.21 and B 1.22:
* Examination Method: Volumetric.
* Extent and Frequency of Examination: Accessible length of all welds during the interval.
oi Item No. B1.30: Reactor Vessel Shell-to-Flange Weld
* Examination Method: Volumetric.
* Extent and Frequency of Examination: Includes essentially 100% of the weld length.
Note: Code Case N-623 shall be applied. Deferral of Inspections of Shell-to-Flange and Head-to-Flange Welds of a Reactor Vessel, Section XI, Div. 1.
ol Item No. B1.40: Head-to-Flange Weld 0    Examination Method: Volumetric and surface.
* Extent and Frequency of Examination: Includes essentially 100% of the weld length.
Note:      Item numbers B 1.50 & B 1.51 below do not apply to IP2. No examinations are required.
L) Item No. B 1.50: Reactor Vessel Repair Welds Li Item No. B 1.51: Reactor Vessel Beltline Region 2.1.3.2 Examination Category B-B. Pressure Retaining Welds In Vessels Other Than Reactor Vessels Note: Relief Request RR In lieu of a volumetric examination, the upper shell-to-head weld PZRC5 & upper longitudinal weld PZRL4 are to be visually examined (VT-2) each refueling outage for evidence of leakage during the RCS Leakage Test.
2-4
 
En
,r*"? aIndian k_                                    Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Li  Item No. B2.11: PZR Upper Shell-to-Head - Circ Weld (PZRC5)
Li  Item No. B2.12: PZR Upper Shell-to-Head - Long. Weld (PZRL4).
* Examination Method: Visual (VT-2) System Leakage Test (See RR-01)
* Extent and Frequency of Examination: Every outage.
Li  Item No. B2.11: PZR Lower Shell-to-Head - Circ Weld (PZRC1)
L[  Item No. B2.12: PZR Lower Shell-to-Head - Long. Weld (PZRL 1).
* Examination Method: Volumetric.
* Extent and Frequency of Examination: Includes essentially 100% of weld PZRC 1 and 1 foot of PZRL 1.
Note:    Item numbers B2.20 thru B2.32 below do not apply to IP2. No examinations are required.
o3 Item No. B2.20:  Pressurizer Head Welds EL Item No. B2.2 1: Pressurizer Head Welds - Circumferential Li Item No. B2.22:  Pressurizer Head Welds - Meridional L[ Item No. B2.3 1: Steam Generators (Primary Side) - Head Circ Welds LI Item No. B2.32:  Steam Generators (Primary Side) - Head Meridional Welds Steam Generator Li  Item No. B2.40: Steam Generators (Primary Side) - Tubesheet-to-Head Weld
* Examination Method: Volumetric.
* Extent and Frequency of Examination: Includes essentially 100% of weld length. The examination may be limited to one vessel among the group of vessels performing a similar function.
Note:    Item numbers B2.50 thru B2.52 below do not apply to IP2. No examinations are required.
Li  Item No. B2.50: Heat Exchangers (Primary Side) - Head Welds L[  Item No. B2.5 1: Heat Exchangers (Primary Side) - Head Circ Welds Li  Item No. B2.52: Heat Exchangers (Primary Side) -Head Meridional Weld Regen Heat Exchanger Note: Relief Request RR For B-B, Items B2.60 and B2.80, use of Code Case N-706 Table will apply. In lieu of a volumetric examination, the Regen Heat Exchanger Welds will be visually inspected (VT-2), each refueling outage for evidence of leakage during the RCS Leakage Test.
2-5
 
n 1Le r                          Indian Point Unit 2 I.L.Eýn'                  ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Li  Item No. B2.60: Regen Heat Exchanger (Primary Side) - Shell -
Tubesheet-to-Head Welds u  Item No. B2.80: Regen Heat Exchanger (Primary Side) - Shell -
Tubesheet-to-Shell Welds For examination Schedule, Code Case N-706 Table 1 will apply.
1  Code Case N-706 Item No. 1.11: Category B-B RGX Welds
* Examination Requirements / Fig. No.: Components shall be examined for evidence of leakage while undergoing system leakage test (IWB-5220) as required by Examination Category B-P, to be performed every refueling outage.
* Examination Method: Visual, VT-2.
Note:  Item number B2.70 below does NOT apply to IP2. No examinations are required.
u  Item No. B2.70: Heat Exchangers (Primary Side) - Shell - Long. Welds 2.1.3.3 Category B-D. Full Penetration Welded Nozzles in Vessels - Inspection Program B Reactor Vessel Note: Relief Request RR-06 requests the code required volumetric examinations on the Reactor Vessel welds be deferred to no later than the 1st period of the Fourth Inspection Interval. Item Nos. B3.90 & B3.100 examinations are to be performed in conjunction with the RPV 10-year ISI.
Note: Entergy has incorporated ASME Code Case N-613-1, "Ultrasonic Examination of Penetration Nozzles in Vessels, Examination Category B-D, Item No. B3.90, Reactor Nozzle-to-Vessel Welds, Figs. IWB-2500-7(a), (b), and (c),
Section XI, Division L."
L Item No. B3.90: Reactor Vessel - Nozzle-to-Vessel Welds
                        "  Examination Method: Volumetric.
                        "  Extent and Frequency of Examination: All nozzles during the interval.
Includes nozzles with full penetration welds to vessel shell.
Note: Code Case N-648-1 Entergy may elect to include acceptable ASME Code Case N-648-1 to perform a visual examination with enhanced magnification.
2-6
 
"W-1      gyIndian                          Point Unit 2 Euntf                    ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Li  Item No. B3.100: Reactor Vessel - Nozzle Inside Radius Section
                      " Examination Method: Volumetric or elect to perform a visual examination per CC N-648-1.
                      " Extent and Frequency of Examination: All nozzles during the interval.
Includes nozzles with full penetration welds to vessel shell.
Note:    Item numbers B3.1 10 and B3.130 do not apply to IP2. No examinations are required.
L3  Item No. B3.1 10: Pressurizer Nozzle-to-Vessel Welds. The pressurizer is carbon steel clad with stainless steel on the interior surface. The surge, safety, relief, and spray nozzles are carbon steel castings with stainless steel nozzle ends for attachment to the piping.
L[  Item No. B3.130: Steam Generator (Primary Side) - Nozzle-to-Vessel Weld Regenerative Heat Exchanger ui  Item No. B3.150: Heat Exchangers (Primary Side) - Nozzle-to-Vessel Welds Note: Relief Request RR For Items B3.150, use of Code Case N-706 will apply. In lieu of a volumetric examination, the Regenerative Heat Exchanger (RGX) Welds will be visually inspected (VT-2), during the system leakage test, every refueling outage, for evidence of leakage as required by Examination Category B-P.
For Examination Schedule, Code Case N-706, Table 1, will apply.
Li  CC N-706 Item No. 1.12: Category B-D Welds
* Examination Requirements / Fig. No.: Components shall be examined for evidence of leakage while undergoing system leakage test (IWB-5220) as required by Examination Category B-P, to be performed every refueling outage.
* Examination Method: Visual, VT-2.
Note:    Item number B3.160 does NOT apply to IP2. No examinations are required.
EL Item No. B3.160: Heat Exchangers (Primary Side) - Nozzle Inner Radius Section 2.1.3.4 Examination Category B-F, Pressure Retaining Dissimilar Metal Welds in Vessel Nozzles 2-7
 
Indian Point Unit 2
    * 'ASME                      SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                    IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Note: Relief Request RR-05: Entergy has re-elected to use the risk-informed process for the inservice inspection of Class I Categories B-F and B-J pressure retaining welds. The Risk-Informed Inservice Inspection (RI-ISI) application on Class 1 piping welds was first incorporated into the third period of the Third Ten-Year Interval Inservice Inspection Plan. As part of this application, Examination Category B-F and B-J Class 1 piping welds were assigned an alternate Examination Category, Category R-A, and new Code Item Numbers that are consistent with ASME Section XI Code Case N-578-1. The alternate Examination Category and Code Item Numbers are discussed in Section 2 of this ISI Program Plan. Scheduling of Category R-A welds are shown in Section 4.
2.1.3.5 Examination Category B-G-1. Pressure Retaining Bolting. Greater Than 2" In Diameter Reactor Vessel ca  Item No. B6.10: Reactor Vessel - Closure Head Nuts
* Examination Method: Visual, VT-I
                          "  Extent and Frequency of Examination: All Nuts Ej  Item No. B6.20: Reactor Vessel - Closure Studs Li  Item No. B6.40: Reactor Vessel - Threads in Flange
* Examination Method: Volumetric
                          "  Extent and Frequency of Examination: All Studs and Flange Threads ai  Item No. B6.50: Reactor Vessel - Closure Washers 0  Examination Method: Visual, VT-1 0  Extent and Frequency of Examination: All Washers Note:    The following item numbers do not apply to IP2. No examinations are required.
                      -i  Item No. B6.60: Pressurizer - Bolts and Studs L)  Item No. B6.70: Pressurizer - Flange Surface Li  Item No. B6.80: Pressurizer - Nuts, Bushings, and Washers Li  Item No. B6.90: Steam Generators - Bolts and Studs Li  Item No. B6. 100: Steam Generators - Flange Surface, Li  Item No. B6.1 10: Steam Generators - Nuts, Bushings, and Washers Li  Item No. B6.120: Heat Exchangers - Bolts and Studs Li  Item No. B6.130: Heat Exchangers - Flange Surface Li  Item No. B6.140: Heat Exchangers - Nuts, Bushings, and Washers Li  Item No. B6.150: Piping - Bolts and Studs 2-8
 
En        ýIndian Point Unit En______________________-                            2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN ui  Item No. B6.160: Piping - Flange Surface Li  Item No. B6.170: Piping - Nuts, Bushings, and Washers Reactor Coolant Pumps Li  Item No. B6.180: RCP Pumps - Main Studs 0    Examination Method: Volumetric 0    Extent and Frequency of Examination: All Studs.
EL Item No. B6.190: RCP Pumps - Flange Surface, when connection disassembled 0    Examination Method: Visual, VT-I 0    Extent and Frequency of Examination: Flange surface Li    Item No. B6.200: RCP Pumps - Nuts and washers, when connection disassembled 0    Examination Method: Visual, VT-I 0    Extent and Frequency of Examination: Nuts and washers.
Item numbers B6.210 through B6.230 do not apply to the IP2. No examinations are required.
U Li  Item No. B6.210: Valves - Bolts and Studs
[]  Item No. B6.220: Valves - Flange Surface Di Item No. B6.230: Valves - Nuts, Bushings, and Washers 2.1.3.6 Examination Category B-G-2. Pressure Retaining Bolting. 2" And Less in Diameter Item number B7. 10 for Reactor Vessel bolts and studs does not apply to the IP2.
No examinations are required.
L1  Item No. B7.10: Reactor Vessel: Bolts, Studs, and Nuts.
Pressurizer Manway Bolting Li  Item No. B7.20: Pressurizer Manway
* Examination Method: Visual, VT-1(Only when connection is disassembled or bolting removed.)
                        "    Extent of Examination: Bolting, Studs & Nuts 2-9
 
EIndian                                      Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                          Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Steam Generator Manway Bolting Li  Item No. B7.30: Steam Generator Manway
* Examination Method: Visual, VT-l(Only when connection is disassembled or bolting removed.)
* Extent of Examination: Bolting, Studs & Nuts Item number B7.40 for Heat Exchangers does not apply to the IP2. No examinations are required.
Li  Item No. B7.40: Heat Exchangers - Bolts, Studs, and Nuts Piping Flange Bolting ci  Item No. B7.50: Piping - Bolts, Studs, and Nuts
* Examination Method: Visual, VT-I (Only when connection is disassembled or bolting removed.)
* Extent of Examination: Bolting, Studs & Nuts Reactor Coolant Pump Seal Bolting L3  Item No. B7.60: Pumps - Bolts, Studs, and Nuts
* Examination Method: Visual, VT-i (Only when connection is disassembled or bolting removed.)
* Extent of Examination: Bolting, Studs & Nuts Valve Bolting ci  Item No. B7.70: Valves - Bolts, Studs, and Nuts
* Examination Method: Visual, VT-1(Only when connection is disassembled or bolting removed.)
* Extent of Examination: Bolting, Studs & Nuts 2.1.3.7 Examination Category B-J, Pressure Retaining Welds in Piping Note: Relief Request RR-05: Entergy has re-elected to use the risk-informed process for the inservice inspection of Class 1 Categories B-F and B-J pressure retaining welds. The Risk-Informed Inservice Inspection (RI-ISI) application on Class I piping welds was first incorporated into the third period of the Third Ten-Year Interval Inservice Inspection Plan under Relief Request RR-63. As part of 2-10
 
Indian Point Unit 2 IP-RPT-06-00097 tei      Y,        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                        Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN this application, Examination Category B-F and B-J Class 1 piping welds were assigned an alternate Examination Category, Category R-A, and new Code Item Numbers that are consistent with ASME Section XI Code Case N-578-1. The alternate Examination Category and Code Item Numbers are discussed in Section 2 of this ISI Program Plan under Category R-A. Scheduling of Category R-A welds are shown in Section 4.
2.1.3.8 Examination Category B-K, Welded Attachments for Vessels. Piping.
Pumps, and Valves Note: Items Nos. B 10.20 and B 10.30: For piping and pumps, a sample of 10%
of the welded attachments associated with the component supports selected for examination under IWF-25 10 shall be examined.
Pressurizer Welded Attachment Support Skirt Lj  Item No. B10.10: Pressure Vessels - Welded Attachments
* Examination Method: Surface or volumetric
* Extent of Examination: Welded Attachment.
Li  Item No. B10.20: Piping - Integral Welded Attachments
* Examination Method: Surface.
                        " Extent of Examination: Welded Attachment.
Reactor Coolant Pump Welded Support Attachment 13  Item No. B10.30: Pumps - Welded Attachments
* Examination Method: Surface.
* Extent and Frequency of Examination: Welded attachment Item number B 10.40 for valves with welded attachments does not apply to IP2.
No examinations are required.
C3 Item No. B 10.40: Valves - Welded Attachments 2.1.3.9 Examination Category B-L-I. Pressure Retaining Welds in Pump Casings Reactor Coolant Pump o    Item No. B12.10: Pumps - Pump Casing Welds 2-11
 
EIndian En tergyIP-RPT-06-00097              Point Unit  2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Examination Method: Visual, VT-I
* Extent of Examination: All Casing Welds.
2.1.3.10 Examination Category B-L-2, Pump Casing Reactor Coolant Pump Casing Li  Item No. B12.20: Pump Casing
* Examination Method: Visual, VT-3.
* Extent of Examination: Internal Surfaces. Only when pump is disassembled.
2.1.3.11 Examination Category B-M-l, Pressure Retaining Welds in Valve Bodies Note: IP2 does not have any Class 1 Valve body welds. Thus, B 12.30 and B 12.40 do not apply. No examinations are required.
Li  Item No. B 12.30: Valves - Valves, Less Than NPS 4 Valve Body Welds El  Item No. B 12.40: Valves - Valves, NPS 4 or Larger Valve Body Welds 2.1.3.12 Examination Category B-M-2, Valve Bodies L]  Item No. B12.50: Valves - Valve Body, Exceeding NPS 4
* Examination Method: Visual, VT-3
                      "    Extent of Examination: Internal surface. At least one valve within each group of valves that are of the same size, constructional design.
2.1.3.13 Examination Category B-N-I. Interior of Reactor Vessel Reactor Vessel Interior El  Item No. B13.10: Reactor Vessel - Vessel Interior
* Examination Method: Visual, VT-3
* Extent and Frequency of Examination: Visual exam once each inspection period.
2.1.3.14 Examination Category B-N-2, Welded Core Support Structures and Interior Attachments to Reactor Vessels Note: IP2 is a PWR. Therefore, Item Nos. B 13.20, B 13.30, and B 13.40 do not apply. No examinations are required.
2-12
 
EIndian te igyEn                                  Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast              INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN "I Item B 13:20: RV (BWR) - Interior Attachments Within Beltline Region
                    " Item B 13.30: RV (BWR) - Interior Attachments Beyond Beltline Region
                    " Item B 13.40: RV (BWR) - Core Support Structure, Note: IP2 does not have Interior attachments within the beltline region.
Therefore, Item No. B 13.50 does not apply. No examinations are required.
13    Item No. B 13.50: Reactor Vessel - Interior Attachments within Beltline Region Reactor Vessel Interior Attachments L3    Item No. B13.60: Reactor Vessel - Interior Attachments beyond Beltline Region 0    Examination Method: Visual, VT-3.
0    Extent of Examination: Accessible Welds. Once per interval. Done with 10-Yr inspection.
2.1.3.15    Examination Category B-N-3. Removable Core Support Structures
[]    Item No. B13.70: Reactor Vessel (PWR) - Core Support Structure 0    Examination Method: Visual, VT-3.
0    Extent of Examination: Surfaces. Accessible surfaces. The Core Support Structure shall be removed from the reactor vessel for examination.
2.1.3.16 Examination Category B-O, Pressure Retaining Welds in CRD Housings Reactor Vessel CRD Housing Welds Li    Item No. B14.10: Welds in CRD Housing 0    Examination Method: Volumetric or surface.
0    Extent of Examination: 10% peripheral CRD housings during the inspection interval.
2.1.3.17    Examination Category B-P. All Pressure Retaining Components Note: Per IWA-5 110(c), "pipingthat penetratesa containment vessel is exempt from the periodic system pressure test when the piping and isolation valves perform 2-13
 
.Entn    er --y                      Indian Point Unit 2
              , 0,        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN a containmentfunction and the balanceof the piping system is outside the scope of this Division."
Note: Relief Request RR-03. Entergy will incorporate RR-03. Per IWB-5222(b),
the pressure-retaining boundary during the system leakage test conducted at or near the end of the inspection interval shall extend to all Class I pressure retaining components within the system boundary. For Item No. B 15.10, per Relief Request RR-03, Entergy proposes that the Item No. B 15.50 vent, drain, and branch lines and connections (VTDB) are visually examined for leakage and any evidence of past leakage with the isolation valves in the normally closed position.
All Class 1 Pressure Retaining Components o    Item No. B15.10: Pressure Retaining Components
* Examination Requirements: System leakage test per IWB-5220
* Examination Method: Visual (VT-2) per IWA-5240. The visual examination shall extend to and include the second closed valve at the boundary extremity.
* Deferral: Deferral of examinations to end of interval is not permissible.
2.1.3.18 Examination Category B-Q, Steam Generator Tubing Note: Item No. B 16.10: Steam Generator Tubing in Straight Tube Design is not applicable to 1P2 SG Li  Item No. B 16.10: Steam Generator Tubing L3  Item No. B16.20: Steam Generator Tubing in U-Tube Design Note: This examination category and associated item number B 16.20 is examined under the Steam Generator Program. Steam Generator Tubing will be examined by eddy current in accordance with the requirements of ITS Section 5.5.7. Procedure number EN-DC-317, "Entergy Steam Generator Administrative Procedure," govern the Steam Generator Program.
2.2    CLASS 2 (QUALITY GROUP B) SYSTEMS / COMPONENTS (IWC)
The ASME Code Class 2 (Quality Group B) system boundaries subject to examination and testing were developed in accordance with Reg Guide 1.26, 10 CFR 50.2(v) and the IP2 Updated Final Safety Analysis Report (UFSAR). The ASME Code Class 2 pressure retaining components and their welded attachments subject to examination and inspection are described below:
2-14
 
Indian Point Unit 2 En tergy                  ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                      IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.2.1 Components Subject to Examination (IWC-1210)
Components subject to examination are all Class 2 pressure retaining components and their welded attachments.
2.2.2 Components Exempt from Examination (IWC-1220) 2.2.2.1 Components within Residual Heat Removal (RHR), Emergency Core Cooling (ECC), and Containment Heat Removal (CHR) Systems.
(a) For systems, except high pressure safety injection systems in PWR's:
(1) Piping NPS 4" and smaller; (2) Vessels, pumps, and valves and their connections in piping NPS 4" and smaller.
(b) For high pressure safety injection systems in PWR's (1) Piping NPS 1V2" and smaller (2) Vessels, pumps, and valves and their connections in piping 1'/2" and smaller.
Portions of High Pressure Safety Injection Piping at IP2 are identified on the following Line numbers and ISI Flow Diagrams:
Line No. Flow Diagram            No 6Line        Flow Diagram 16          ISI-235296      356            ISI-235296 56          ISI-235296      358            ISI-235296 350          ISI-235296      361            ISI-235296 351          ISI-235296      362            ISI-235296 352          ISI-235296      1752            ISI-206681 353          ISI-235296      1753            ISI-206681 355          ISI-235296 (c) Vessels, pumps, and valves and other connections, and component connections of any size in statically pressurized passive (i.e. no pumps) safety injection systems of PWRs. For IP2 this includes Accumulator Tanks and associated systems.
(d) Piping and other components of any size beyond the last shutoff valve in open ended portions of systems that do not contain water during normal plant operating conditions.
2.2.2.2 Components within Systems or Portions of Systems Other Than RHR ECC, and CHR Systems lIWC-12221 2-15
 
E nIP-RPT-06-00097 SIndian te gy, Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                              Rev.P 0
Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN (a) For systems, except high auxiliary feedwater systems in PWRs:
(1) Piping NPS 4" and smaller; (2) Vessels, pumps, and valves and their connections in piping NPS 4" and smaller.
Note: The auxiliary feedwater system at 1P2 is classified as Class 3 (Quality Group C). Therefore this requirement does not apply.
(b) For auxiliary feedwater systems in PWRs (1) Piping NPS 11/22" and smaller (2) Vessels, pumps, and valves and their connections in piping 1/2" and smaller.
(c) Vessels, pumps, and valves and other connections, and component connections of any size in systems or portion of systems that operate (when the system function is required) at a pressure equal to or less than 275 psig and at a temperature equal to or less than 200 'F.
(d) Piping and other components of any size beyond the last shutoff valve in open ended portions of systems that do not contain water during normal plant operating conditions.
2.2.2.3 Inaccessible Welds [IWC-12231 (1)    Welds or portions of welds that are inaccessible due to being encased in concrete, buried underground, located inside a penetration, or encapsulated by guard pipe.
2.2.3 IWC Component / Piping Examination Development (Table IWC-2500)
Class 2 components subject to examination are identified in Section 4.0. A narrative discussion of Class 2 components subject to examination and inspection is described below:
2.2.3.1 Examination Category C-A. Pressure Retaining Welds in Pressure Vessels Residual Heat Exchanger (RHR)
Li  Item No. C1.10: RHR Shell Circumferential Welds u    Item No. C1.20: RHR Head Circumferential Welds
                        . Examination Method: Volumetric.
2-16
 
En          ---  ¸                  Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Extent of Examination: Welds. The vessel areas selected for the initial examination shall be re-examined in the same sequence over the service lifetime of the component, to the extent practical.
Steam Generator (SG)
[]  Item No. C1.10: SG Shell Circumferential Girth Welds
                        "  Examination Method: Volumetric
* Extent of Examination: Welds at structural discontinuity only.
ai  Item No. C1.20: SG Head Circumferential Welds
* Examination Method: Volumetric.
                        "  Extent of Examination: Head-to-shell weld.
Li  Item No. C1.30: SG Tubesheet-to-Shell Weld
                        " Examination Method:-, Volumetric.
* Extent of Examination: Tubesheet-to-Shell Weld.
2.2.3.2 Examination Category C-B. Pressure Retaining Nozzle Welds in Vessels Note: Item Nos. C2. 11 does not apply to IP2.
[]  Item No. C2. 11: Nozzles in Vessels < /2" Nominal Thickness - Nozzle-to-Shell (or Head) Weld.
Steam Generator (SG)
Li  Item No. C2.21: SG Nozzles Without Reinforcing Plate in Vessels > 1/2" Nominal Thickness - Nozzle-to-Shell (or Head) Weld
* Examination Method: Surface and volumetric.
* Extent of Examination: Includes nozzles welded to the SG.
u  Item No. C2.22: SG Nozzles Without Reinforcing Plate in Vessels > 1/2" Nominal Thickness - Nozzle Inside Radius Section.
Note: Entergy may elect to utilize conditionally acceptable ASME Code Case N-552 Alternative Methods - Qualificationfor Nozzle Inside Radius Section from the Outside Surface, Section XI, Division I for the qualification of methods for examination of the nozzle inside radius section from the outside surface, subject to any conditions stated in USNRC Reg. Guide 1.147.
2-17
 
E E  ter n tg                          Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Examination Method: Volumetric.
* Extent of Examination: Includes nozzles welded to the SG.
Residual Heat Exchanger (RHR)
Ei  Item No. C2.31: RHX Nozzles With Reinforcing Plate Welds to Nozzle and Vessel.
* Examination Method: Surface
* Extent of Examination: Includes nozzles at Terminal ends.
Note: Item Nos. C2.32 does not apply to IP2. No examination required.
[]  Item No. C2.32: Nozzle-to-Shell (or Head) Welds When Inside of Vessel is Accessible.
L3  Item No. C2.33: Nozzle-to-Shell (or Head) Welds When Inside of Vessel is Inaccessible
* Examination Method: Visual, VT-2.
* Extent of Examination: Examined for evidence of leakage while vessel is undergoing system leakage test under PT-R75 test procedure.
2.2.3.3 Examination Category C-C, Welded Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves Examination is limited to those welded attachments that meet the following conditions:
(a) For multiple vessels of similar design, function and service, only one weld attachment of only one of the multiple vessels shall be selected for examination.
(b) For single vessels, only one welded attachment shall be selected for examination.
Residual Heat Exchanger (RHR)
[]  Item No. C3.10: RHX Pressure Vessels - Welded Attachments
* Examination Method: Surface.
* Extent of Examination: For multiple vessels of similar design, function and service, only one welded attachment of only one of the multiple vessels shall be selected for examination.
2-18
 
EIndian E
nIP-RPT-06-00097                              Point  Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                              Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Piping al  Item No. C3.20: Piping - Welded Attachments
* Examination Method: Surface.
* Extent of Examination: 100% welded attachment.
Note: Item Nos. C3.30 and C3.40 do not apply to IP2. No examination required.
El Item No. C3.30: Pumps - Welded Connections.
EL Item No. C3.40: Valves - Welded Connections.
2.2.3.4, Examination Category C-D. Pressure Retaining Bolting Greater Than 2" In Diameter This examination category and item numbers do not apply to the IP2 plant design. No examinations are required.
EL Item No. C4.10: Pressure Vessels - Bolts and        Studs EL Item No. C4.20: Piping - Bolts and Studs EL Item No. C4.30: Pumps - Bolts and Studs L) Item No. C4.40: Valves - Bolts and Studs 2.2.3.5 Examination Category C-F-I. Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless Steel or High Alloy Piping Note: Code Case N-663 - Entergy will apply Code Case N-663, as approved by USNRC Reg Guide 1.147. In lieu of the required surface examination requirements for piping welds of Examination Category C-F- 1, and C-F-2, surface examinations may be limited to areas identified by the Owner as susceptible to outside surface attack. Susceptibility to outside surface attack shall be determined in accordance with Table 1 of Code Case N-663.
All areas identified as susceptible to outside surface attack shall be surface examined during each interval. The requirements of IWC-2411 and IWC-2412, as applicable, shall be met. Acceptance standards shall be in accordance with IWC-3514, as applicable. The areas shall be reexamined in the same sequence, during subsequent inspection intervals over the service lifetime of the piping item, to the extent practical.
al  Item No. C5.11: Piping Welds > 3/8" Nominal Wall Thickness for Piping > NPS 4" - Circumferential Welds
* Examination Method: Volumetric and Surface (See CC N-663)
* Extent and Frecuencv of Examination:
2-19
 
En terg                            Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
                          "  Welds selected for examination shall include 7.5% of the weld count, but not less then 28 Welds. Class 2 C-F-I welds not exempted by IWC- 1220, and not requiring NDE per category C-F-I, shall be included in the total weld count to which 7.5% sampling rate is applied.
o  Examination to be distributed among the Class 2 systems prorated.
o  Examination to be distributed among terminal ends, DM welds, and structural discontinuities.
o  For circ welds with intersecting longitudinal welds, surface examination of the longitudinal piping welds is required for those portions of the welds within the boundaries of the intersecting circ welds.
Li  Item No. C5.21: Piping Welds > '15" Nominal Wall Thickness for Piping
                    > NPS 2" and < NPS 4" - Circumferential Welds
* Examination Method: Volumetric and Surface (Apply CC N-663)
* Extent of Examination:
o Welds selected for examination shall include 7.5%, but not less then 28 Welds, of all austenitic stainless steel of high alloy welds not exempted by IWC-1220. See notes 2, 4, 5, & 6 of IWC-2500-1, Category C-F- 1.
o Examination to be distributed among the Class 2 systems prorated.
o Examination to be distributed among terminal ends, DM welds, and structural discontinuities.
o For circ welds with intersecting longitudinal welds, surface examination of the longitudinal piping welds is required for.those portions of the welds within the boundaries of the intersecting circ welds.
Pinin2 ui  Item No. C5.30: Socket Welds
* Examination Method: Surface (Apply CC N-663)
                      " Extent of Examination:
o Welds selected for examination shall include 7.5%, but not less then 28 Welds, of all austenitic stainless steel of high alloy welds not exempted by IWC- 1220. See notes 2 and 4 of IWC-2500- 1, Category C-F-I.
o Examination to be distributed among the Class 2 systems prorated.
o Examination to be distributed among terminal ends, DM welds, and structural discontinuities.
L3  Item No. C5.41: Pipe Branch Connections of Branch Piping > NPS 2" -
Circumferential Welds 2-20
 
VIndian                                        Point Unit 2 En 0'j,          ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Examination Method: Surface (Apply CC N-663)
* Extent of Examination:
o For circ welds with intersecting longitudinal welds, surface examination of the longitudinal piping welds is required for those portions of the welds within the boundaries of the intersecting circ welds.
2.2.3.6 Examination Category C-F-2, Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Steel Piping Note: Code Case N-663 - Entergy will employ Code Case N-663, as approved by USNRC Reg Guide 1.147. In lieu of the required surface examination requirements for piping welds of Examination Category C-F-1, and C-F-2, surface examinations may be limited to areas identified by the Owner as susceptible to outside surface attack. Susceptibility to outside surface attack shall be determined in accordance with Table I of Code Case N-663.
All areas identified as susceptible to outside surface attack shall be surface examined during each interval. The requirements of IWC-2411 and IWC-2412, as applicable, shall be met. Acceptance standards shall be in accordance with IWC-3514, as applicable. The areas shall be reexamined in the same sequence, during subsequent inspection intervals over the service lifetime of the piping item, to the. extent practical.
Li  Item No. C5.51: Piping Welds > 3/8" Nominal Wall Thickness for Piping > NPS 4" - Circumferential Welds
* Examination Method: Surface and Volumetric (See CC N-663)
* Extent of Examination:
o Welds selected for examination shall include 7.5%, but not less then 28 Welds, of all austenitic stainless steel of high alloy welds not exempted by IWC-1220. See notes 2, 4, 5, 6, & 7 of IWC-2500-1, Category C-F-2.
o Examination to be distributed among the Class 2 systems prorated.
o Examination to be distributed among terminal ends, DM welds, and structural discontinuities.
o For circ welds with intersecting longitudinal welds, surface examination of the longitudinal piping welds is required for those portions of the welds within the boundaries of the intersecting circ welds.
Item Nos. C5.61 and C5.70 do not apply to the IP2 plant design. No examinations are required.
Ll  Item No. C5.61 Piping welds > 1/5" Nominal Wall Thickness for Piping >
NPS 2" and < NPS 4" - Circumferential Welds 2-21
 
                  "                    Indian Point Unit 2
.En(        QV            ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 0  Item No. C5.70 Socket Welds Piping Branch Connections ui  Item No. C5.81: Pipe Branch Connections of Branch Piping > NPS 2" -
Circumferential Welds
* Examination Method: Surface (Apply CC N-663)
* Extent of Examination:
o Welds selected for examination shall include 7.5%, but not less then 28 Welds, of all austenitic stainless steel of high alloy welds not exempted by IWC-1220. See notes 2, 4, 5, & 6 of IWC-2500-1, Category C-F-2.
o For circ welds with intersecting longitudinal welds, surface examination of the longitudinal piping welds is required for those portions of the welds within the boundaries of the intersecting circ welds.
2.2.3.7 Examination Category C-G. Pressure Retaining Welds in Pumps and Valves Note: There are no Category C-G, Item Nos. C6. 10 and C6.20 welds at IP2. No examinations are required.
L3  Item No. C6.10: Pumps - Pump Casing Welds u  Item No. C6.20: Valves - Valve Body Welds 2.2.3.8 Examination Category C-H. All Pressure Retainin2 Components cL Item No. C7.10: Pressure Retaining Components Note: Per IWA-5 110(c), "piping that penetratesa containment vessel is exempt from the periodic system pressuretest when the piping and isolationvalves perform a containmentfunction and the balance of the piping system is outside the scope of this Division".
Note: Entergy has incorporated ASME Code Case N-533-1, "Alternative Requirementsfor VT-2 Visual Examination of Class 1, 2, and 3 Insulated Pressure-RetainingBolted Connections, Section XI, Division 1 ", approved for use through RG 1.147 latest revision for Class 2, bolting examinations in lieu of ASME Section XI, 2001 Edition through 2003 Addenda.
                        " Test Requirement: System leakage test per IWC-5220.
* Extent and Frequency of Examination: Pressure retaining boundary, each inspection period.
2-22
 
EEn ter  eg                          Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.3  CLASS 3 (QUALITY GROUP C) SYSTEMS / COMPONENTS (IWD)
The ASME Code Class 3 (Quality Group C) system boundaries subject to examination and testing were developed in accordance with Reg Guide 1.126, 10 CFR 50.2(v) and IP2 Updated Final Safety Analysis Report (UFSAR). The ASME Code Class 3 pressure retaining components and their welded attachments subject to examination and inspection are described below.
2.3.1 Components Subject to Examination (IWD-1210)
The ASME Code Class 3 components and systems (including their supports) subject to examination and testing are those pressure retaining components and their attachments on Class 3 systems in support of the following functions:
(a) Reactor shutdown (b) Emergency core cooling (c) Containment heat removal (d) Atmosphere cleanup (e) Reactor residual heat removal (t) Residual heat removal from spent fuel storage pool 2.3.2 Components Exempt from Examination (IWD-1220)
The following components or parts of components are exempted from the VT-I visual examination requirements of IWD-2500:
(a)    Piping NPS 4" and smaller; (b)    Vessels, pumps, and valves and their connections in piping NPS 4" and smaller; (c)    Components that operate at a pressure of 275 psig or less and at a temperature of 200'F or less in systems (or portions of systems) whose function is not required in support of reactor residual heat removal, containment heat removal, and emergency core cooling; (d)    Welds or portions of welds that are inaccessible due to being encased in concrete, buried underground, located inside a penetration, or encapsulated by guard pipe.
2.3.3 IWD Component / Piping Examination Development (Table IWD-2500)
Class 3 components subject to examination and inspection per Article IWD-2000 are identified in Section 4.0. A narrative discussion of Class 3 components subject to examination and inspection is described below:
2-23
 
n                                ,IndianPoint Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.3.3.1 Examination Category D-A. Welded Attachments for Vessels, Piping, Pumps, and Valves
                  "    Item No. D1.10: Pressure Vessels - Welded Attachments
* Examination Method: Visual (VT-1).
* Extent and Frequency of Examination: 100% of required areas of each welded attachment.
                  "    Item No. D1.20: Piping - Welded Attachments
* Examination Method: Visual (VT-I).
* Extent and Frequency of Examination: 100% of required areas of each welded attachment.
La Item No. D1.30: Pumps - Welded Attachments
* Examination Method: Visual (VT-1).
* Extent and Frequency of Examination: 100% of required areas of each welded attachment.
Note: Item No. D1.40-Valves do NOT apply to IP2. No examination required.
[]  Item No. D1.40: Valves - Welded Attachments 2.3.3.2 Examination Category D-B, All Pressure Retaining Components Note: IWA-5 110(c), "System Pressure Tests," Piping that penetrates a containment vessel (e.g. Instrument Air, Steam Generator Blowdown) is exempt from the periodic system pressure test when the piping and isolation valves perform a containment function and the balance of the piping system is outside the scope of this Division.
oj  Item No. D2.10: Pressure Retaining Components
* Examination Method: Visual (VT-2).
* Extent and Frequency of Examination: Pressure retaining boundary. Each inspection period 2.4  CLASS MC COMPONENTS (IWE)
Class MC pressure retaining components and their integral attachments include, metallic shell and penetration liners of Class CC pressure retaining components and their integral attachments in light-water cooled plants.
2-24
 
Indian Point Unit 2 En ASME      tergyIP-RPT-06-00097 SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.4.1 Components Subject to Examination (IWE-1210)
Components subject to examination are Class MC pressure retaining components and their integral attachments to metallic shell and penetration liners of Class CC pressure retaining components and their integral attachments. These examinations shall apply to surface areas, including welds and base metal.
2.4.2 Components Exempted from Examination (IWE-1220)
Components (or parts of components) exempted from the examination requirements of IWE-2000 are as follows:
(a) Vessels, parts, and appurtenances outside the boundaries of the containment system as defined in the Design Specifications; (b) Embedded or inaccessible portions of containment vessels, parts, and appurtenances that met the requirements of the original Construction Code; (c) Portions of containment vessels, parts, and appurtenances that become embedded or inaccessible as a result of vessel repair /replacement activities if the conditions of IWE-1232(a) and (b) and IWE-5220 are met; (d) Piping, pumps, and valves that are part of the containment system, or which penetrate or are attached to the containment vessel. These components shall be examined in accordance with the requirements of IWB or IWC, as appropriate to the classification defined by the Design Specifications.
2.4.3 IWE Components Examination Development (Table IWE-2500)
Class MC pressure-retaining components and their integral attachments subject to examination are identified in Section 4.0 of this ISI Program Plan. IWE components subject to examination and testing are described below.
2.4.3.1 Examination Cate2ory E-A, Containment Surfaces Examination shall include all accessible interior and exterior surfaces of Class MC Containment vessels, parts and appurtenances. Class CC metallic shell and penetration liners shall remain accessible for either direct or remote visual examination, from at least one side of the vessel, for the life of the plant. The following items shall be considered for examination:
* Openings and penetrations;
* Structural discontinuities;
* 80% of the pressure-retaining boundary (excluding attachments, structural reinforcement, and areas made inaccessible during construction) ;
2-25
 
tIndian                                ,APT.
Point Unit 2 tet-gy            ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                              Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Surface areas identified in IWE- 1240.
The requirements of IWE- 1232 shall be met when accessibility for visual examination is only from the interior.
IWE Components Exempt From Examination Per Sub-article IWE- 1220 the following components (or parts of components) are exempted from the examination requirements of IWE-2000:
                  " Embedded or inaccessible portions of containment parts and appurtenances that met the requirements of the Original Construction Code.
* Portions of containment vessels, parts and appurtenances that become embedded as a result of vessel repair/replacement activities if the requirements of Sub-articles IWE- 1232(b) and IWE-5220 are met.
Piping, pumps and valves that are part of the containment system, or which penetrate containment or are attached to the containment vessel. These components shall be examined in accordance with the requirements of Subsections IWB, 1WC, or IWD as applicable.
Integral attachments to the containment that are component supports for ASME Class 1, 2, 3 or MC components (Quality Groups A, B, C and E).
These integral attachments shall be examined in accordance with the requirements of Subsection IWF.
IWA-51 10(c), "System Pressure Tests," Piping that penetrates a containment vessel (e.g. Instrument Air, Steam Generator Blowdown) is exempt from the periodic system pressure test when the piping and isolation valves perform a containment function and the balance of the piping system is outside the scope of this Division.
Containment Vessel Liner u    Item No. E1.11: Containment Vessel Pressure Retaining Boundary -
Accessible Surface Areas
                      " Examination Method: General Visual.
* Extent of Examination: 100% during each inspection period.
The following items shall be considered for examination:
(a) integral attachments and structures that are parts of reinforcing structure, such as stiffening rings, manhole frames, and reinforcement around openings; 2-26
 
Indian Point Unit 2 En                        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN (b) surfaces of attachments welds between structural attachments and the pressure retaining boundary or reinforcing structure.
(c) surfaces containment structural and pressure boundary welds, including longitudinal welds (Category A), circumferential welds (Category B), flange welds (Category C), and nozzle-to-shell welds (Category D).
(d) pressure-retaining bolted connections, including bolts, studs, nuts, bushings, washers, and threads in base material and flange ligaments between fastener holes. Bolted connections need not be disassembled for performance of examinations, and bolting may remain in place under tension.
Note: Item Nos. E1.12 & E1.20 do NOT apply to IP2. No examination required.
Ll  Item No. E 1. 12: Wetted Surfaces of Submerged Areas.
Li  Item No. El.20: BWR Vent System - Accessible Surface Areas Moisture Barriers El  Item No. E1.30: Moisture Barriers
* Examination Method: General Visual.
                        " Extent of Examination: 100% during each inspection period.
2.4.3.2 Examination Category E-C. Containment Surfaces Requirin                Augmented Exams During the First Interval of the Containment Inservice Inspection Program, Liner corrosion was discovered on Elevation 46. The corrosion exists in the portion of the liner where it is abutted by the fill slab that covers the base mat liner. The examinations were conducted in April 2000. This examination constituted a general assessment of the condition of the liner components including the moisture barrier. During'the general visual examination, a number of issues were found with the moisture barrier. The following conditions were recorded in the inspection documentation. In the area between columns I and 5, a length of approximately 95 feet, the moisture barrier was not in place.
Over the remainder of the circumference. the moisture barrier was in place and found to be in generally good condition (i.e... elastic and not cracked or otherwise deteriorated) except that in several areas the caulk was not well bonded to the stainless steel jacket on the insulation. These areas cumulatively comprise approximately 135 feet of the circumference.
The existing moisture barrier appeared to consist of several different products based on color variations of the in-place material. In addition, most of the moisture barrier did not appear to be the original material. This observation was 2-27
 
EIndian EnIP-RPT-06-00097 tiy Point Unit ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR 2
Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN based on comparison to a few areas where the moisture barrier appeared to be much older and is assumed to be original. This older material was found in hard to access areas such as beneath the cable trays in the electrical penetration area.
Supplemental Examinations The degradation of the moisture barrier posed a concern relative to the condition of the liner. Without the protection provided by the moisture barrier, the liner-slab interface was potentially subject to water intrusion, which could cause the liner to corrode. This is a condition that has been noted at other plants with similar configuration. In order to address these concerns, additional examinations were determined to be necessary. The first area of interest was the liner plate immediately above the top of the slab. Information from other plants had shown that when corrosion activity was present in the liner-slab interface area it usually extended just above the slab, Even with portable lighting it was not possible to view the liner through the gap at the bottom of the insulation sheets. The gap was narrow and because of the reddish coloration of the insulation material it was not possible to clearly see the liner and rule out any corrosion. Six panels of the liner insulation were selected as an initial sample for removal to facilitate visual examination of the liner. These areas were selected by engineering judgment where the limited visual observation appeared to indicate discoloration or where unusual configuration, dampness, or excessive amounts of debris were observed. These areas were considered to have the highest potential for degradation. Because the sample was biased in this way, it was considered to be representative of the entire circumference of the containment. Because of concerns over the potential for asbestos the insulation sheets, it was not advisable to remove entire sheets because of the large square footage involved. Instead it was decided that 'windows" would be opened in the insulation to expose the liner behind. These windows were to be approximately two feet wide by six inches in height. This would expose the critical area of interest without disturbing an overly large area of the insulation.
Visual Examination of Liner Openings Visual examination of the sample areas found that in all cases the exposed portion of the liner showed signs of corrosion. While the severity of the corrosion varied somewhat from one area to another, the condition primarily consisted of general surface corrosion with some minor pitting in a few areas.
Because of the corrosion found, it was deemed necessary to expose and inspect the liner openings and perform augmented Examinations Category E-C per ASME Section IWE- 1240.
The as-found conditions of the VC liner as noted below at elevation 46', is acceptable and the liner considered operable based on the following:
2-28
 
En 7_
te0, Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
: 1. The augmented IWE inspection performed during the first interval at these locations, found the liner plate to be dry and the corrosion inactive. The approximate 3/16" deep pit at location 9 as measured with a metal rule is consistent with the UT readings taken in this area during the 2000 discovery that showed the minimum liner thickness below the 46' elevation to be 0.360". This indicated little or no corrosion activity has taken place since the original discovery in 2000 as expected based on conservatively calculated corrosion rates of .0011 in/year.
: 2. Report SL-5408 Appendix E, "ISI ACCEPTANCE CRITERIA FOR CONTAINMENT LINER THICKNESS" has determined that the minimum acceptable liner wall thickness to maintain leak tightness is 1/8". This is based on strain limit approach using the IP2 Design Basis strain limit of .005 in/in and scale model tests of corroded containment liners performed by Sandia National Labs. The remaining minimum liner thickness in these locations based on this IWE inspection is well above the minimum value of 1/8". Report SL-5408 Appendix E can be found in Entergy's Record Management System.
: 3. During the 2R17 (2006) refueling outage, an ILRT was performed for IP2 VC.
This report showed that the VC passed the leak test requirements, showing that this small area of localized corrosion has not affected the ability of the VC liner to perform its design basis function of leak tightness.
In conclusion, IP2 VC liner is operable and within acceptance limits. The augmented category E-C requirements for the Liner openings have been met during the 3 rd ISI Interval. There are no augmented E-C Category examinations for the 4 th Interval.
Note: These following Items do not currently apply to IP2.
C3 Item No. E4.1 1: Containment Surface Areas - Visible Surfaces Li Item No. E4.12: Containment Surface Areas - Surface Area grids 2.4.4 50.55a Codes and Standards Modifications (IWE/Class MC)
In addition to the ASME Section XI Requirements, the CISI program is also subject to the following 10CFR50.55a modifications:
2.4.5.1 10CFR50.55a(b)(2)(ix)(A) - Evaluation of Acceptability of Inaccessible Areas (A) For ClassMC Applications, the licensee shall evaluate the acceptabilityof inaccessibleareas when conditions exist in accessible areasthat could indicate the presence of or result in degradationto such inaccessibleareas. For each inaccessiblearea identified, the licensee shall provide the following in the ISI Summary Report as required by IWA-6000:
2-29
 
Indian Point Unit 2 E ng                      ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN (1) A description of the type and estimatedextent of degradation,and the conditions that led to the degradation; (2) An evaluation of each area, and the result of the evaluation, and; (3) A description of necessary corrective actions.
2.4.5.2 10CFR50.55a(b)(2)(ix)(B) - Performing Remote Visual Requirements (B) When performing remotely the visual examinations required by Subsection IWE, the maximum direct examination distance specified in Table IWA-2210-1 may be extended and the minimum illumination requirements specified in Table IWA-2210-1 may be decreasedprovided that the conditions or indicationsfor which the visual examination is performed can be detected at the chosen distance and illumination.
2.4.5.3 10CFR50.55a(b)(2)(ix)(G)-Exam Method Requirements for El. 12,E 1.20,&E4.11 (G) The VT-3 examination method must be used to conduct the examinationsin Items El. 12 and Ei.20 of Table IWE-2500-1, and the VT-1 examination method must be used to conduct the examination in Item E4.11 of Table IWE-2500-1. An examination of the pressure-retainingbolted connections in Item El.)) of Table IWE-2500-1 using the VT-3 examinationmethod must be conducted once each interval. The "owner-defined" visual examination provisions in IWE-2310(a) are not approvedfor use for VT-i and VT-3 examinations.
2.4.5.4 10CFR50.55a(b)(2)(ix)(F) - Personnel Qualifications (F) VT-i and VT-3 examinations must be conducted in accordance with IWA-2200. Personnel conducting examinations in accordancewith the VT-i or VT-3 examination method shall be qualified in accordance with IWA-2300. The "owner-defined"personnel qualificationprovisions in IWE-2330(a) for personnel that conduct VT-1 and VT-3 examinationsare not approvedfor use.
2.4.5.5 I0CFR50.55a(b)(2)(ix)(H) - Containment Bolted Connections under Item E1.11 (H) Containment bolted connections that are disassembled during the scheduled performance of the examinations in Item El. 11 of Table IWE-2500-1 must be examined using the VT-3 examinationmethod. Flaws or degradationidentified during the performance of a VT-3 examination must be examined in accordance with the VT-I examinationmethod. The criteriain the materialspecification or IWB-3517.1 must be used to evaluate containment boltingflaws or degradation.
As an alternativeto performing VT-3 examinationsof containment bolted connections that are disassembled during the scheduled performance of Item El.11, VT-3 examinations of containment bolted connections may be conducted whenever containment bolted connections are disassembledfor any reason.
2-30
 
E ntt gyIP-RPT-06-00097                Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR INTERVAL INSERVICE INSPECTION Rev. 0 Nuclear Northeast PROGRAM PLAN 2.5.5.6 10CFR50.55a(b)(2)(ix)(I)    -  UT Acceptance Standard in IWE-3511.3 (I) The ultrasonicexamination acceptance standardspecified in IWE-3511.3 for Class MC pressure-retainingcomponents must also be applied to metallic liners of Class CC pressure-retainingcomponents.
2.4.5.7 10CFR50.55a(g)(4)(v)(A) - Metal Containment pressure retaining Components A) Metal containmentpressure retainingcomponents and their integral attachments must meet the inservice inspection, repair,and replacement requirements applicableto components which are classified as ASME Code Class MC.
2.4.5.8 10CFR50.55a(g)(4)(v)(B) - Metallic Shell and Penetration Liners (Class MC)
(B) Metallic shell andpenetration liners which are pressure retaining components and their integralattachments in concrete containmentsmust meet the inservice inspection, repair,and replacement requirements applicableto components which are classified as ASME Code Class MC..
2.5    CLASS 1, 2,3. (QUALITY GROUP A. B. C) AND MC COMPONENT SUPPORTS (IWF) 2.5.1 Component Supports Subiect to Examination and Test (IWF-1210)
The component supports subject to examination and testing are ASME Code Class 1, 2, 3, (Quality Group A, B, C) and MC piping supports and supports other than piping supports are identified in Section 4.0, Table 4.1-1, "ISI Component Schedule."
2.5.2 Snubber Attachment Inspection Requirements (IWF-1220)
Entergy has elected to use IOCFR50.55a(b)(3)(v) to implement Subsection ISTD, "Inservice Testing of Dynamic Restraints (Snubbers) in Light-Water Reactor Power Plants," ASME OM Code, 2001 Edition through 2003 Addenda in place of the requirements for snubbers in Section XI, IWF-5200(a) and (b) and IWF-5300(a) and (b).
The extent, frequency and acceptance standards for snubbers will be in accordance with the IP2 Snubber program and ISTD. The IP2 ISI Program will take credit for the applicable examinations performed and will monitor completions in Section 4, "Component Scheduling."
IWF-5300(c) requires integral and non-integral attachments for snubbers to be examined in accordance with IWF. As a result, the snubber clamp attachment, including lugs, bolting, and pins are performed in accordance with the requirements of the IP2 Snubber Program and ISTD. For component category and count, Table IWF-2500-1 format will be used.
2-31
 
Indian Point Unit 2 EIP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Categories Fl. lOBN, F1.20CN, and Fl.30DN, for Class 1, 2, and 3, Snubber Attachments, respectively, are to follow the percentage of population used for Category F-A for piping supports (i.e., 25% for Class 1, 15% for Class 2, and 10% Class 3).
2.5.3 Components Exempt from Examination (IWF-1230)
Component supports exempt from the examination requirements of IWF-2000 are those connected to piping and other items exempted from volumetric, surface, or VT-I or VT-3 visual examination by IWB-1220, IWC-1220, IWD-1220, and IWE-1220. In addition, portions of supports that are inaccessible by being encased in concrete, buried underground, or encapsulated by guard pipe are also exempt from the examination requirements of IWF-2000.
2.5.4 IWF Component Support Examination Development (Table IWF-2500)
Class 1, 2, 3, & MC component supports subject to examination are identified in Section 4.0. A narrative discussion of IWF supports subject to examination and testing is described below:
2.5.4.1 Examination Cate2ory F-A, Supports Li  Item No. F1.10A: Class 1 (Quality Group A) Piping Supports
* Examination Method: Visual, VT-3
* Extent and Frequency of Examination: 25% of Class I during each inspection period. The total percentage sample shall be comprised of supports from each system where the individual sample size are proportional to the total number of non-exempt supports of each type and function within each system.
Li  Item No. F1.20B: Class 2 (Quality Group B) Piping Supports
* Examination Method: Visual, VT-3
* Extent and Frequency of Examination: 15% of Class 2 during each inspection period. The total percentage sample shall be comprised of supports from each system where the individual sample size are proportional to the total number of non-exempt supports of each type and function within each system.
ai  Item No. F1.30C: Class 3 (Quality Group C) Piping Supports
* Examination Method: Visual, VT-3 2-32
 
Indian Point Unit 2 IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                              Rev. 0 Nuclear Northeast              INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Extent and Frequency of Examination: 10% of Class 3 during each inspection period. The total percentage sample shall be comprised of supports from each system where the individual sample size are proportional to the total number of non-exempt supports of each type and function within each system.
L3  Item No. F1.40D: Supports Other Than Piping Supports
* Examination Method: Visual, VT-3
* Extent and Frequency of Examination: For multiple components other than piping, within a system of similar design, function, and service, the supports of only one of the multiple components are required to be examined.
2.6    CLASS CC CONCRETE COMPONENTS (IWL)
Note: ASME Section XI, Subarticle IWL-2400, sets forth the concrete containment examination schedule. The concrete containment is required to be examined once every five years. The initial concrete inspection was completed in June 2000. The second inspection was completed in June 2005. The third inspection must be completed by June 2010. However, since the IWL containment program is combined with the 4 th Interval ISI program, the third IWL five year inspection pattern will continue for the 4 th interval. This will not affect the required inspection schedule established for the IP2 IWL Containment Program.
2.6.1    Items Subject to Examination and Test (IWL-1210)
The examination requirements of this subsection shall apply to:
* concrete dome,
* concrete basemat, and
                " concrete containment walls.
ASME Class CC containment components shall be inspected per the requirements of ASME Section XI Subsection IWL Table IWL-2500-1 as modified by 10CFR50.55a, Code Cases, Technical Positions, and Relief Requests approved by the NRC.
2.6.2    Items Exempt from Examination (IWL-1220)
The following items are exempt from the examination requirements of IWL-2000:
(a) Tendon end anchorages that are inaccessible; (b) portions of the concrete surface that are covered by the liner, foundation material, or backfill, or are otherwise obstructed by adjacent structures, components, parts, or appurtenances.
2-33
 
EIndianEn                                    Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN The design of IP2 containment does not utilize a post tensioning system therefore, the rules and requirements of 10CFR50.55a and ASME Section XI pertaining to post tensioning are not applicable.
2.6.2.1 Examination Category L-A, Concrete
                    "  Item No. L1.11: Concrete Surface; All assessable surface areas
* Examination Method: General Visual.
* Extent of Examination: Concrete surface areas, including coated areas.
                    "    Item No. L1.12: Concrete Surface; Suspect Areas.
* Examination Method: General Visual.
* Extent of Examination: Concrete surface areas, including coated areas.
2.6.3 50.55a Codes and Standards Modifications (IWL/Class CC)
In addition to the ASME Section XI Requirements, the ISI program is also subject to the following IOCFR50.55a modifications:
2.6.3.1    10CFR50.55a(b)(2)(viii)(E) - Evaluation of IWL Inaccessible Areas (E) For Class CC applications,the licensee shall evaluate the acceptability of inaccessible areaswhen conditions exist in accessibleareas that could indicate the presence of or result in degradationto such inaccessibleareas. For each inaccessible area identified, the licensee shall provide the following in the ISI Summary Report required by IWA-6000:
(1) A description of the type and estimated extent of degradation,and the conditions that led to the degradation; (2) An evaluation of each area, and the result of the evaluation, and; (3) A description of necessary corrective actions.
2.6.3.2 10CFR50.55a(b)(2)(viii)(F) - IWL Personnel Qualifications (F) Personnelthat examine containment concrete surfaces and tendon hardware, wires, or strandsmust meet the qualificationprovisions in IWA-2300. The "owner-defined"personnel qualificationprovisions in IWL-2310(d) are not approvedfor use.
2-34
 
                --          ASMESECTON  Indian Point  Unit 2 I FORTHTEN-EARRev.0                        /
IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                            Rv Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.6.3.53 10CFR50.55a(g)(4)(v)(C) - Concrete Containment (Class CC)
(C) Concrete containmentpressure retainingcomponents and their integral attachments,and the post-tensioningsystems of concrete containmentsmust meet the inservice inspection, repair,and replacementrequirements applicableto components which are classified as ASME Code Class CC.
2.7    CLASS 1 RISK-INFORMED AUGMENTED EXAMINATIONS Note: The Risk-Informed Inservice Inspection (RI-ISI) application on Class 1 (Quality Group A) piping welds was first incorporated into the Third Ten-Year Interval Inservice Inspection Plan under Relief Request RR-63. As part of this application, Examination Categories B-F and B-J Class I circumferential piping welds were assigned alternate Examination Category and Code Item Numbers that are consistent with ASME Section XI Code Case N-578-1. For the Fourth Ten-Year Interval, use of the RI-ISI application on Class I Examination Category B-F and B-J piping welds is proposed under Relief Request RR-05.
The B-F and B-J weld population has been transferred to Category R-A.
Scheduling of Risk-Informed R-A welds are maintained in Section 4 of this program plan.
2.7.1    Examination Category R-A. Risk Informed Piping Examinations In accordance with Code Case N-578-1, the following items represent the risk-ranking results for the IP2 RI-ISI program.
o Item No. R1.11, Elements Subject to Thermal Fatigue El  Item No. R1.16, Elements Subject to Transgranular Stress Corrosion Cracking (TGSCC) o]  Item No. R1.20, Not Subject to a damage mechanism
* Examination Method: Volumetric.
                          " Extent and Frequency of Examination: Selected welds during the 4 th Interval. Includes essentially 100% of the weld length.
The following Items do not apply to IP2.
o3  Item No. RI.12, Elements    Subject to High Cycle Mechanical Fatigue El  Item No. Rl.13, Elements    Subject to Erosion Cavitation El  Item No. R1.14, Elements    Subject to Crevice Corrosion Cracking o    Item No. R1.15, Elements    Subject to Primary Water Stress Corrosion Cracking o3  Item No. R1.17, Elements    Subject to Localized MIC or Pitting ci  Item No. R l.18, Elements    Subject to Flow Accelerated Corrosion Di  Item No. R1.19, Elements    Subject to External Chloride Stress Corrosion Cracking (ECSCC) 2-35
 
IIndian                                    Point Unit 2 En      ergy            ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 2.8    MRP-139 AUGMENTED EXAMINATIONS Entergy has committed to perform Materials Reliability Program (MRP- 139) requirements for dissimilar metal (DM) Alloy 82/182 butt welds on Class 1 vessels. Class I primary system vessels include the Reactor Vessel, Pressurizer, and Steam Generator. The only vessel that contains the Alloy 82/182 butt weld material is the Reactor Vessel nozzle-to-safe end butt welds. The pressurizer and steam generators do not have any Alloy 82/182 butt welds (See References in Appendix F).
Reactor Vessel DM Butt Welds (Nozzle-to-Safe End)
The RV DM butt weld locations susceptible to primary water stress corrosion cracking (PWSCC) are:
R-A    RB5.10      206913      RPVS21- IA      Cold-Leg Safe End RO@202 R-A    RB5.10      206913      RPVS21-14A      Hot-Leg Safe End RI@247 R-A    RB5.10      206913      RPVS22- 1A      Cold-Leg Safe End RO@ 158 R-A    RB5.10      206913      RPVS22-14A      Hot-Leg Safe End RI@ 113 R-A    RB5.10      206913      RPVS23- IA      Cold-Leg Safe End RO@338 R-A    RB5.10      206913      RPVS23-14A      Hot-Leg Safe End RI@293 R-A    RB5.10      206913      RPVS24- IA      Cold-Leg Safe End RO@022 R-A    RB5.10      206913      RPVS24-14A      Hot-Leg Safe End RI@067 Examination Schedule Requirements In accordance with MRP- 139 requirements, guidance has been provided to inspect dissimilar metal butt welds in the RV nozzle to safe-end welds. In this guidance, IP2 falls under the classification of "D" and "E" and "J" and "K", as defined in MRP-139. Examination and schedule requirements per MRP-139, include implementing the volumetric examination requirements (methods) per Section 5.1, visual examination requirements per MRP- 139, Section 5.2, volumetric examination schedule/ frequencies per Table 6-1, and visual examination schedule/frequencies per Table 6-2.
Schedule Summary:
RV DM Weld Hot-Leg Volumetric and Visual Examinations
* Hot-Leg RV DM Welds will have a volumetric examination performed every four (4) years or every other outage.
2-36
 
Indian Point Unit 2 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN
* Hot-Leg RV DM Welds will have a visual examination of the outside diameter of the pipe weld performed every four (4) years or every other outage when the volumetric examination is not performed.
RV DM Weld Cold-Leg Volumetric and Visual Examinations
* Cold-Leg RV DM welds will have a volumetric examination performed every six (6) years or every third outage.
* Cold-Leg RV DM welds will have a visual examination of the outside diameter of the pipe weld performed six (6) years (or when the volumetric examination is not performed).
All eight RV DM welds were volumetrically examined internally during the 2006 RFO (2R 17) with no recordable indications.
Reference A: EPRI Final Report, Dated July 2005, Materials Reliability Program:
Primary System Piping Butt Weld Inspection and Evaluation Guideline (MRP-139)
                  #1010087.
2-37
 
Indian Point Unit 2 En ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR V
                  &#xfd;TP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN SECTION 3.0 CODE COMPLIANCE ISI/CISI PROGRAM
 
==SUMMARY==
 
3-1
 
EIndian                                                Point Unit 2                            IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                                      Rev. 0 Nuclear Northeast                  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 3.1  Code Compliance ISUCISI Program Summary Table 3.1-1 provides the Fourth Ten-Year Interval Program summary. This summary table provides a snapshot of the percent requirements for the ISI/CISI program during the ten-year interval. For detail component schedule per period and outage see Table 4.1-1. Table 3.1-1 will be updated following refueling outage ISI Inspections. The table provides the following information:
3.1.1  Examination Code Category and Examination Description.
Provides the examination code category, item, and parts examined as identified in ASME Section XI, Tables IWB-2500-1, IWC-2500-1, IWD-2500-1, IWF-2500-1, IWE-2500-1, and IWL-2500-1. Only those examination categories applicable to Indian Point 2 are identified.
3.1.2  Total Count and Percent Required Provides the total count with the percent required and the actual required meeting the interval requirements. Categories showing over 100% are items that the owner has elected to inspect in addition to the required count.
3.1.2.1 Code Required Inspection Program & Percentage of Examinations In accordance with IWB-2412, IWC-2412, IWD-2412, IWE-2412, & IWF-2410, the IP2 Fourth Interval Inspection schedule will follow "Inspection Program B, and follow the inspection schedule provided below:
ALL                              3                          16                      50 7                      50 Note(])                  75 10                        100                      100 Note:
(I) If the first period completion percentage for any examination category exceeds 34%, at least 16% of the required examinations shall be performed in the second period.
3.1.3  Period Count and Percentages Provides the count required to meet the period requirements along with the percentage for that particular code category. There are three periods for the ten-year 3-2
 
n              En Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR 1P-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast              INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN interval. The first period contain two refueling outages. The second period contains one refueling outage; and the third period contains two refueling outages.
Period 1 - Refueling Outage 2R 18 (March 2008)
                                  -  Refueling Outage 2R19 (March 2010)
Period 2 - Refueling Outage 2R20 (March 2012)
Period 3 - Refueling Outage 2R21 (March 2014)
                                    - Refueling Outage 2R22 (March 2016) 3.1.4  Remarks This column provides a listing of notes, Relief Requests, and code cases applicable to the ASME Section XI Item number or category. For references to code cases and relief requests, see Section 1.0.
3-3
 
Indian Point Enerqv Center - IP2 Ddergy                                          Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance Inservice Inspection Program Summary ISI/CISI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda B-A    B1.11  Circumferential Shell Welds                      3      100%      3        3                    0    100%  Note 1 B-A    B1.12  Longitudinal Shell Welds                        8      100%      8        8                    0    100%  Note 1 B-A    B1.21  Circumferential Head Welds                      2      100%                2                    0    100%  Note 1 B-A    B1.22  Meridional Head Welds                            12      100%      12      12                    0    50%    Note 1 B-A    B1.30  Shell-to-Flange Weld                              1      100%      1        1                    0    100%  Note 1, Code Case N-623 B-A    B1.40  Head-to-Flange Weld                              1      100%      1        1                    0      0%    Note 1, Code Case N-623 Total:                              B-A                        27                27      27                          89%
T  0 B-B    B2.11  Pressurizer Circumferential Shell-to-Head 2      100%      2        2                    0      0%    Note 2 Welds B-B    B2.12  Pressurizer Longitudinal Shell-to-Head Welds    2      100%      2        2                    0      0%    Note 2 B-B    B2.40  Stm Generator Tubesheet-to-Head Welds            4        25%      1        1                    0      0%
B-B    B2.60  Regen Ht Ex Tubesheet-to-Head Welds              6      100%      6        6                    0      0%  I  ote 3 (Primary Side)
B-B    B2.80  Regen HX Tubesheet-to-Shell Welds,              6      100%      6        6                    0      0%    Note 3 (Primary Side Shell)
Total:                              B-B                        20                17      17                T-0o      0%
B-D    B3.90  Reactor Vessel: Nozzle-to-Vessel Welds          8      100%      8        8                    0    100%
B-D    B3.100 Reactor Vessel: Nozzle-Inside Radius Section    8      100%      8        8                    0    100%
B-D    B3.150 Regen Heat Exch: Nozzle-to-Vessel Welds          12      100%      12      12                    0      0%    Note 3 Total:                              B-D                        28                28      28
_0 58%
Section 3-Table3-1 ISI Summary.RevO.xls                                            1 of 8                                            2/22/2007
 
a Aidergy                                                          Indian Point Enerqv Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance Inservice Inspection Program Summary ISI/CISI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda B-G-1    B6.10  Reactor Vessel    - Closure Head Nuts          54      100%      54      54                    18    67%
B-G-1    B6.20  Reactor Vessel    - Closure Studs when        55      100%      55      55                    27    75%
removed 54 B-G-1    B6.40  Reactor Vessel    - Threads in Flange          54      100%      54                              0    100%
B-G-1    B6.50  Reactor Vessel    - Closure Washers and        54      100%      54      54                    18    67%
Bushings B-G-1  B6.180  Reactor Coolant Pump - Bolts & Studs          96        25%      24      24                      0      0% :i B-G-1  B6.190  Reactor Coolant Pump - Flange Surface.          4        25%      1      0                      0      0%    Examined when connection is dissassembled B-G-1  B6.200  Reactor Coolant Pump - Nuts, Bushings, &      96        25%      24      24                    24    100%    Note 4 Washers Total:                              B-G-1                    413                266    265                    87    72%
B-G-2    B7.20  Pressurizer - Manway Bolts, Studs, & Nuts      16      100%      16      16                    16    100%    Note 5 B-G-2    B7.30  Steam Generator - Manway Bolts, Studs, &      128      25%      32      32                    16    50%    Note 5 Nuts B-G-2    B7.50  Piping - Bolts, Studs, & Nuts                  12      25%      3      0              O/    0      0%    Note 5 B-G-2    B7.60  Pumps - Bolts, Studs, & Nuts                  72        25%      18      18              /      0      0%    Note 5 Note 5 Examined when B-G-2    B7.70  Valves - Bolts, Studs, & Nuts                  17      23%      4      0              /      0      0%
connection is dissassembled.
                                                                                                                                *Once connection is dis-assembled, the ISI exams will be Total:                              B-G-2                    245                73      66                  lo 32    44%    performed & the per-centage will increase to 100%.
Section 3-Table3-1 ISI Summary. RevO.xls                                          2 of 8                                                2/22/2007
 
ah                                                            Indian Point Enerqy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance Inservice Inspection Program Summary ISI/ClSI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda
                                                  ,D  ~TOT.AL      PERCENT  ACTU ,AL SCHED      EIDI            PRO B-K    B10.10 Pressure Vessels Integrally Welded            1      100%      1      1                      0        0%
Attachments - Pzr B-K    B10.20 Piping-Integrally Welded Attachments          29      10%      3      4                      1      100%
B-K    B10.30 Pumps - Integrally Welded Attachments        12      25%      3        3 I  3      100%
Total:                                B-K                    42                7      8 B-L-1    B12.10  Pump Casing Welds                            12      25%      3      3                    T    _000 Total:                              B-L-1                    12                3      3 B-L-2    B12.20 Pump Casing Internal Surface                  4      25%        1      0                      0        00  Examination pump internal surface only when disassembled.
Total:                              B-L-2                    4                1      0 0        0%
Examination of valves is required B-M-2 B12.50    Valve Body Exceeding NPS 4"                    2      50%      1      0                                    only when disassembled.
0        0%
B-M-2    B12.50A Valve Body Exceeding NPS 4"                    8    12.5%      1      0                      0 0'      0%
B-M-2    B12.50B Valve Body Exceeding NPS 4"                    4      25%        1      0 B-M-2    B12.50C Valve Body Exceeding NPS 4"                  .3      25%        1      0                      0        0%
Total:                              B-M-2                    17                4      0 0 0%1 I
Section 3-Table3-1 ISI Summary.RevO.xls                                          3 of 8                                                2/22/2007
 
Indian Point Enerqv Center - IP2
  ~AThWrgy                                            Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance Inservice Inspection Program Summary ISI/CISI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda I
B-N-1  B13.10  Reactor Vessel Interior                        3      100%      3      3                      1    67%
Total:                              B-N-1                      3                3      3                      1      0%
B-N-2    B13.60 RV Interior Attachment Beyond Beltline        1      100%      1        1                    0      0%
Region Total:                              B-N-2                      1                1      1                      0      0%
B-N-3    B13.70 RV Core Support Structure                      2      100%      2      2                      0      0%
Total:                              B-N-3                      2                2    72
* 0    0%  I B-0    B14.10 RV Welds in CRD Housing                      28        10%      3      3                      0      0%
Total:                              B-0                      28                3      37                    0    0%
B-P    B15.10 Pressure Retaining Components      (System    5      100%      5      5
* 1    60%  Note 9, Sys Leakage Test each Leakage Test)I                                                                                              1F0.
Total:                                B-P                      5                5      5                      1    60%
C-A    C1.10  Shell Circumferential Welds                  14        25%      4      4                      0    25%
C-A    C1.20  Head Circumferential Welds                    6        33%      2      2    '
0    50%
C-A    C1.30  Tubesheet-to-Shell Weld                        4        25%      1        1    i 0      0%
Total:                                C-A                    24                7      7
* 0    29%
Section 3-Table3-1 ISI Summary.Revo.xls                                          4 of 8                                            2/22/2007
 
Indian Point Enerqv Center - IP2
    &#xfd;VEM'rgy                                            Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance Inservice Inspection Program Summary ISIICISI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda C-B    C2.21  Nozzle-to-Shell (or Head) Weld in Vessels          88      52 25%/      2      2    j                0      0%
C-B    C2.22  SG Nozzle Inside Radius Section 4      25%        1      1                    0      0% -ode Case N-522 C-B    C2.31  RHXN Reinforcing Plate Welds to Nozzle and 8      50%        4      4                    0      50%
Vessel C-B    C2.33  RHXN Nozzle-to-Shell Welds                          4      50%        2      2                    0      0%
Total:                                C-B                        24                  9      9                    0    23%
C-C    C3.10  Pressure Vessel- Integ rally Welded Attach. to RHR HX                                              4      50%        2      2 0      0%
C-C    C3.20  Piping-Integrally Welded Attach.                  241      10%      25      25
* 7      56%
7    52%
Total:                                C-C                        245                27      27T C-F-I    C5.1 1 Circ Welds - Piping > NPS 4                      626    7.50%      47      47        113        14    58% Code Case N-663 C-F-1    C5.21  Circ Welds - Piping > NPS 2                        57    7.50%      5      5                    0      20% Code Case N-663 C-F-1    C5.30  Socket Welds                                      150    7.50%      12      12                    4      67% Code Case N-663 C-F-1    C5.41  Branch Conn. Circ Welds > 2                        5    7.50%      1      1                      1    100% -ode Case N-663 Total:                              C-F-1                        838                65      65T                  19    57%
                                                                                                                              'Per Code, 7.50% or a minimum C-F-2    C5.51  Circ Welds - Piping > NPS 4                      233    7.50%      18      25                    11    89% of 28 welds are required for C-F-
: 2. Thus 31 welds will be C-F-2    C5.81  Branch Conn. Circ Welds > 2                        32    7.50%      3      3                                examined. Code Case N-663 0    34%
Total:                              C-F-2                      265                21    28*-    ,:!            11    81%
Section 3-Table3-1 ISI Summary.RevO.xls                                              5 of 8                                            2/22/2007
 
MW                                                              Indian Point Enerqv Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance Inservice Inspection Program Summary ISI/CISI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda C-H    C7.10  Pressure Retaining Components      (System        3      100%      3      3                    1        66        ;ys Leakage Test once/Period Leakage Test)
Total:                              C-H                          3                3        3    lIii            1      66 D-A    D1.10  Pressure Retaining Components                      9      25%        3      3    I                0      0%
D-A    D1.20  Integral Attachments - Comp. Supports &
Restraints                                      184      10%      19      19                    4      58%
D-A    D1.30  Integral Attachments - Mech. & Hydraulic Snubbers                                          9      10%      1        1  IiiI            1    100%
Total:                              D-A                        202                23      23 F-A    FI.10B  Class 1 Piping Supports                          333      25%      84      84                    22      60%
F-A    F1.20C  Class 2 Piping Supports                          530      15%      80      80                    21      65%
Ii F-A    F1.30D  Class 3 Piping Supports                          624      10%      63      63    I              16      59%
F-A    Fl.40B  Supports other than Piping Supports (Class 1)                                                      0      0%
15    Note 8      4      4 F-A    F1.40C  Supports other than Piping Supports (Class 2)    11    Note 8      4      4                    0      20%
F-A    FlI.400 Supports other than Piping Supports (Class 3) 29    Note 8      8      8                    0      0%    i 0      0%
F-A    F1.10BN Class 1 Snubber Clamps                            33      25%        9      0                                      Note 7 F-A    F1.20CN Class 2 Snubber Clamps                            59      15%      9      0 0      0%  , !  Note 7 F-A    F1.30DN Class 3 Snubber Clamps                            8      10%      1      0                                      Note 7 59    63%    !:  Inspection of snubbers will Total:                                                          1642              262    243 ncrease % to 100%
Section 3-Table3-1 ISI Summary.RevO.xls                                              6 of 8                                                    2/22/2007
 
Indian Point Enerqv Center - IP2 AE~eg                                            Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance inservice Inspection Program Summary ISICISI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda R-A    R1.11-1 Elements Subject to Thermal Fatigue -              6      33%        2      2                    0    100%  NJote 6 Thermal Transient: High Risk (TF/TT)
R-A    R1.11-2 Elements Subject to Thermal Fatigue -            32      28%        9      9                    1    56%  Nlote 6 Thermal Stratification, Cycling and Stripping:
High Risk (TF/TASCS)
R-A    R1.11-3 Elements Subject to Thermal Fatigue -            17      23%        4      4                    4    100% INote 6 Thermal Stratification, Cycling and Stripping:
High Risk (TF/TASCS/IGSCC)
R-A    R1.11-4 Elements Subject to Thermal Fatigue -            82      10%          9  9                    5    56%  Note 6 Thermal Stratification, Cycling and Stripping:
Medium Risk (TF/TASCS)
R-A    R1.16-1 Elements Subject to Intergranular Stress          31      25%        8      8 I,              4    100%  Note 6 Corrosion Cracking: High Risk (IGSCC)
R-A    R1.16-2 Elements Subject to Intergranular Stress          27      10%      3      3                    3    100% INote 6 Corrosion Cracking: Medium Risk (IGSCC)
R-A    R1.20-1 Elements not Subject to a Damage                239    10.80%    26      26                    9    54%  Note 6 Mechanism R-A    R1.20-2 Elements not Subject to a Damage                380      0%        0      0    1-              0      0%  Nlote 6 Mechanism R-A    R1.20-3 Elements not Subject to a Damage                  12      0%        0      0                    0      0%  1lote 6 Mechanism Total:                    R-A (Risk-Informed)                  826                61      61                    26    68%
Section 3-Table3-1 ISI Summary. RevO.xls                                            7 of 8                                      2/22/2007
 
Indian Point Enerqv Center - IP2 ELikrdty                                            Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 3.1-1 Code Compliance Inservice Inspection Program Summary ISI/CISI - Code Edition - ASME 2001 Edition w/2003 Addenda CONTAINMENT ISI E-A        E1.11    Containment Liner and Penetrations              166        300%          498        498                              166      66%
Total:                                    E-A                        166                      498        498                              166      66%
48        200%          96          96                                                                  % :i :
L-A        C7.10    Concrete - Containment Total:                                    L-A                        48                      96          96 T      0        50%
50%
Notes:
(1) Relief Request RR-06 Extends the Third 10 year Interval for the RPV Weld Examination for one more cycle to allow for submitting 10 - 20 year RPV relief Request.
(2) Relief Rquest RR-01, In lieu of a Volumetric a VT-2 will be used for Pressurizer shell to head, circumferential and longitudinal welds. ASME Cat. B-B, Ref. IWB-2500 (3) Relief Request RR-02 Use of Code Case N-706, Alternative Examination Requirements of Table IWB-2500-1 and Table IWC-2500-1 for PWR Stainless Steel Residual and Regenerative Heat Exchangers, Section Xl, Division 1 (4) Bolting may be examined a) in placeunder tension, b) when the connection is dissassembled; c) when the bolting is removed.
(5) Bolting is required to be examined only when a connection nis dissassembled or bolting is removed.
(6) Relief Request RR-05, Use of Risk-Informed ISI for relief from ASME Cat. B-F & B-J examination requirements. Used Code Case N-578-1. Ref. EPRI TR-1 12657.
(7) Inspection and performance testing of Snubbers will be scheduled and controlled under IP2 Engineering Report, "Hydraulic Shock Suppressor (Snubber Program)." The 4th Interval ISI program plan will tack the required completions of snubber clamp inspections inspections.
(8) For multiple components other than piping, within a system of similar design, function, and service, the supports of only one of the multiple components are required to be examined.
(9) Relief Request RR-03. Entergy will incorporate RR-03. Per IWB-5222(b), the pressure-retaining boundary during the system leakage test conducted at or near the end of the inspection interval shall extend to all Class 1 pressure retaining components within the system boundary.
(10) Relief Request RR-04: B-F (Risk Informed Category R-A): Alternative Requirements to ASME Section Xl, Appendix VIII, Supplement 10 for Examination of Dissimilar Metal (DSM) Welds in Vessel Nozzles.
(11) It is requested to use an alternative to Appendix VIII, Supplements 2, 3, and 10 for the reactor coolant welds near the reactor vessel nozzles that are examined with the remote automated vessel examination tool. Code Case N-696 provides alternate depth sizing criteria for combined qualifications of Supplements 2, 3, and 10 when the examinations are conducted from the inside surface.
Section 3-Table3-1 ISI Summary. RevO.xls                                                          8 of 8                                                                                    2/22/2007
 
-n        g      *Indian                Point Unit 2 Enf                        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN SECTION 4.0 INSERVICE INSPECTION COMPONENTS & SCHEDULE 4-1
 
En t gy 7E1nt
_IP-RPT-06-00097 Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                      Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN 4.1 Component Scheduling Examination Summary 4.1.1 All components and component supports potentially subject to inservice NDE inspections under the 2001 Edition of ASME Section XI, 2003 Addenda, are contained in Table 4.1-1.
4.1.2 The table identifies those components (and component supports) selected for examination during the Forth inspection interval and provides a schedule by period, for the examination to be performed. The components and supports selected are those anticipated to be examined during the Forth interval; however, other components and supports may be substituted based on access and ALARA considerations. The total number of components and supports for each Category/Item is provided in Table 3.1-1.
4.1.3 The tables are sorted alphabetically by Code Category and provide the following information for each component:
o3 ASME Code Category
                        "  ASME Item Number o  Reference Drawing Number
                        "  Component Identification
                        "  Component Description
                        "  System Lo Examination Method - NDE: Volumetric/Surface/Visual u  Inspection period during which the component is scheduled for examination Li Remarks (providing additional information such as Relief Request, code cases applied, etc.)
Li Notes Inspection Periods There are three inspection periods for the interval. The first period has two outages; the second period has one outage, and the third period has two outages. The component schedule identifiers are as follows:
s = Component schedule in the required period/outage t = Tracking of scope exam as a reminder to confirm schedule.
c = Exam has been completed.
p = Exam has been partially completed d = Exam has been deferred to another outage b = Multiple scheduling of component exam B = Completion of the scheduling inspection item.
L = Component Exam Limitations 4-2
 
E                E flir!
                    -IP-RPT-06-00097 Indian Point Unit 2 iv Of            ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN oe = Owner Elected Inspection performed on component.
psi = Pre-Service Inspection performed on component.
System Provides the system in which the component is located. The acronym (abbreviations) are as follows:
SYSTEM ACRONYMS                  SYSTEM ACS                  =  Auxiliary Coolant S.ystem AFW                  =  Auxiliary FeedWater System BD                    =  Blow Down System BFD                  =  Boiler Feed Discharge System CCW                  =  Component Cooling Water System CT                    =  Condensate Transfer System CVC                  =  Chemical and Volume Control System HIS                  =  High Pressure Safety Injection HR                    =  Hjydrogen Recombiner System MS                    =  Main Steam System PRMS                  =  Process Radiation Monitoring System PW                    =  Primary Water System RCS                  =  Reactor Coolant System RHR                  =  Residual Heat Removal System SFPCS                =  S.pent Fuel Pit Cooling S.ystem SIS                  =  Safety Injection System SS                    =  Sampling System SW                    =  Service Water System WD                    =  Waste Disposal System 4-3
 
Akil'y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-A Pressure Retaining Welds in Reactor Vessel                                                          Note(1)
ISI Component Scheduling I5-P,    OH1.11    zUIvi ,5          M1-NVULZ      MV 1lU K  1L,-LL VVt"LU                tkU,    VOl B-A      B1.11      206913            RPVC3          RV CIRC SHELL WELD                      RCS    Vol B-A      B1.11      206913            RPVC4          RV CIRC SHELL WELD                      RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL1        RV Longitudinal Weld @007                RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL2        RV Longitudinal Weld @127                RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL3        RV Longitudinal Weld @247                RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL4        RV Longitudinal Weld @060                RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL5        RV Longitudinal Weld @180                RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL6        RV Longitudinal Weld @300                RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL7        RV Longitudinal Weld @165                RCS    Vol B-A      B1.12      206913            RPVL8        RV Longitudinal Weld @345                RCS    Vol B-A      B1.21      206913            RVHC1          RV Upper Head Circ Weld                  RCS    Vol B-A      B1.21      206913            RPVC5          RV Lower Head Circ Weld                  RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RPVM1          Bottom Head RV MW @150                  RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RPVM2          Bottom Head RV MW @090                  RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RPVM3          Bottom Head RV MW @030                  RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RPVM4          Bottom Head RV MW @330                  RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RPVM5          Bottom Head RV MW @270                  RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RPVM6          Bottom Head RV MW        @210            RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RVHM1          Upper Head RV MW 14L15 @000              RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RVHM2          Upper Head RV MW 23-24 @060              RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RVHM3          Upper Head RV MW 32L33 @120              RCS    Vol B-A      B1.22      206913            RVHM4          Upper Head RV MW 41-42 @180            RCS      Vol B-A      B1.22      206913            RVHM5          Upper Head RV MW 50L51 @240            RCS      Vol B-A      B1.22      206913            RVHM6          Upper Head RV MW 5- 6 @300              RCS      Vol B-A      B1.30      206913            RPVC1          RV Shell to Flange Circ Weld            RCS      Vol                                                      ,C N-623 B-A      B1.40      206913            RVHC2          RV Upper Head to Fig weld              RCS      Vol  Sur                                                ,C N-623 Notes:
(1) Relief Request RR-06 requested a one time refueling cycle extension to allow for deferment of the subject examinations to allow time for NRC review of industry efforts to extend the in-service inspection (ISI) interval for the subject examinations from 10 to 20 years.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                            1 of 180
 
iz'ilrg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-B Pressure Retaining Welds in Pzr, Stm Generator, & Regen Heat Exch.
ISI Component Scheduling B-B    B2.11    206918    PZRC1            Pzr-Lower HD Shell Weld                      RCS      Vol B-B    B2.11    206918    PZRC5            Pzr-Upper HD Shell-to-Head Weld              RCS                            Vis            tV,      tt      :R-01 Note (1)
B-B    B2.12    206918    PZRL1            Lower Shell Longitudinal Weld                RCS      Vol        -
B-B    B2.12    206918    PZRL4            Upper Shell Longitudinal Weld                RCS                            Vis                            ,R-01 Note (1)
B-B    B2.40    206914    SGC21-8          21 SG Lower TS-CH Weld                        RCS      Vol B-B    B2.40    206914    SGC22-8          22 SG Lower TS-CH Weld                        RCS      Vol        -
t        t B-B    B2.40    206914    SGC23-8          23 SG Lower TS-CH Weld                        RCS      Vol B-B    B2.40    206914    SGC24-8          24 SG Lower TS-CH Weld                        RCS      Vol        -
B-B    B2.60    206921    RGXC-1-1          REGEN HX Tubesheet-to-Head Weld              CVC      Vol                                                Note (2)
B-B    B2.60    206921    RGXC-1-4          REGEN HX Tubesheet-to-Head Weld              CVC      Vol        -                      t        t B-B    B2.60    206921    RGXC-2-1          REGEN HX Tubesheet-to-Head Weld              CVC      Vol        -!                                      Note (2)
B-B    B2.60    206921    RGXC-2-4          REGEN HX Tubesheet-to-Head Weld              CVC      Vol        -
t        t    Note (2)
B-B    B2.60    206921    RGXC-3-1          REGEN HX Tubesheet-to-Head Weld              CVC      Vol        -
                                                                                                                                              . .. t B-B    B2.60    206921    RGXC-3-4          REGEN HX Tubesheet-to-Head Weld              CVC      Vol                                t*        t    Nlote (2) tl!      t B-B    B2.80    206921    RGXC-1-2          REGEN HX Tubesheet-to-Shell Weld              CVC      Vol                                tw        t    'Note (2)
B-B    B2.80    206921    RGXC-1-3          REGEN HX Tubesheet-to-Shell Weld              CVC      Vol                                                Nlote (2)
B-B    B2.80    206921    RGXC-2-2          REGEN HX Tubesheet-to-Shell Weld              CVC      Vol                                                Note (2)
B-B    B2.80    206921    RGXC-2-3          REGEN HX Tubesheet-to-Shell Weld              CVC      Vol                                                Note (2) t: ,      t B-B    B2.80    206921    RGXC-3-2          REGEN HX Tubesheet-to-Shell Weld              CVC      Vol                                                Note (2)
B-B    B2.80    206921    RGXC-3-3          REGEN HX Tubesheet-to-Shell Weld              CVC      Vol                                                NJote (2)
Notes:
(1) RR Welds PZRC5 & PZRL4 will be visually examined (VT-2) after each refueling outage.
(2) Code Case N-706 - Regen HTX Welds will be visually inspected (VT-2) during the system leakage test prior to startup after each refueling outage.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                    2 of 180
 
Akit~g Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-D Full Penetration Welds of Nozzles in Vessels IS Component Scheduling D-LJ B-D I    D,3 B3.90      206913 VIN I RPVN2 I4UL-It:-[U-V~I*bb VVCIU I Nozzle-to-Vessel Weld I                          I vu;                                                      )te (1)
B-D        B3.90      206913    RPVN3                Nozzle-to-Vessel  Weld  RI@1 13        RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D        B3.90      206913    RPVN4                Nozzle-to-Vessel  Weld  RO@158          RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D        B3.90      206913    RPVN5                Nozzle-to-Vessel  Weld  RO@202          RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D        B3.90      206913    RPVN6                Nozzle-to-Vessel  Weld  RI@247          RCS        Vol                                                            I)
B-D        B3.90      206913    RPVN7                Nozzle-to-Vessel Weld RI@293            RCS        Vol B-D        B3.90      206913    RPVN8                Nozzle-to-Vessel Weld RO@338            RCS        Vol B-D      B3.100      206913    RPVN1(IR)            RV Noz Inside Rad RO@022                RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D      B3.100      206913    RPVN2(IR)            RV Noz Inside Rad RI@067                RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D      B3.100      206913    RPVN3(IR)            RV Noz Inside Rad RI@113                RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D      B3.100      206913    RPVN4(IR)            RV Noz Inside Rad RO@158                RCS        Vol                                                    lote (1)
B-D      B3.100      206913    RPVN5(IR)            RV Noz Inside Rad RO@202                RCS        Vol                                                    lote (1)
B-D      B3.100      206913    RPVN6(IR)            RV Noz Inside Rad RI@247                RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D      B3.100      206913    RPVN7(IR)            RV Noz Inside Rad RI@293                RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D      B3.100      206913    RPVN8(IR)            RV Noz Inside Rad RO@338                RCS        Vol                                                    Jote (1)
B-D      B3.150      206921    RGXN-1-1            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis                t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-1-2            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis                t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-1-3            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis                t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-1-4            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis                t                Jote (2)
        -0D    B3.150      206921    RGXN-2-1            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis                t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-2-2            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis                t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-2-3            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis                t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-2-4            Regen Hx Noz-Vessel Weld                CVC                          Vis I:              t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-3-1            Regen    Hx Noz-Vessel Weld            CVC                          Vis                t B-D      B3.150      206921    RGXN-3-2            Regen    Hx Noz-Vessel Weld            CVC                          Vis                t 4uie tZ)
B-D      B3.150      206921    RGXN-3-3            Regen    Hx Noz-Vessel Weld            CVC                          Vis                t                Jote (2)
B-D      B3.150      206921    RGXN-3-4            Regen    Hx Noz-Vessel Weld            CVC                          Vis                t Notes:
(1) Relief Request RR-06 requested a one time refueling cycle extension to allow for deferment of the subject examinations to allow time for NRC review of industry efforts to extend the in-service inspection (ISI) interval for the subject examinations from 10 to 20 years. (Item Nos. B3.90 and B3.100).
(2) CC N-706 - Regen HTX Welds will be visually inspected (VT-2) during the system leakage test prior to startup after each refueling outage.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                              3 of 180
 
Al
          ....    'lergy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter (Not IS Component Scheduling B-G-1 1 B6.10    1  206913 IRFN 1  Reactor Vessel Nut                                  Vis Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    B6.10      206913 IRFN 2 B-G-1    B6.10      206913  RFN 3  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    B6.10      206913  RFN 4  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    B6.10      206913  RFN 5  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    B6.10      206913  RFN 6  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN 7  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN 8  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN 9  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN1O  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN11  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    B6.10      206913  RFN12  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN13  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN14  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    B6.10      206913  RFN15  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN16  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN17  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN18  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis B-G-1    86.10      206913  RFN19  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    86.10      206913  RFN20  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    86.10      206913  RFN21  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S Vis    S B-G-1    86.10      206913  RFN22  Reactor Vessel Nut                  RCS B-G-1    B6.10      206913  RFN23  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    86.10      206913  RFN24  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S S
B-G-1    86.10    206913  RFN25  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    B6.10    206913  RFN26  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    86.10    206913  RFN27  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    B6.10    206913  RFN28  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    B6.10    206913  RFN29  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis    S B-G-1    B6.10    206913  RFN30  Reactor Vessel Nut                  RCS            Vis Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                                  4 of 180
 
E~nte~rgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter          (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1 I B6.10 1  206913    :N31  Reactor Vessel Nut                  RCS  I  -        Vis    s B-G-1 I B6.10    206913  IRFN32  Reactor Vessel Nut                  RCS      -        Vis    s B-G-1  B6.10    206913  RFN33  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis    S B-G-1  B6.10    206913  RFN34  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis    S B-G-1  B6.10    206913  RFN35  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis    S B-G-1  B6.10    206913  RFN36  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis    S B-G-1  86.10    206913  RFN37  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN38  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN39  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN40  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  86.10    206913  RFN41  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN42  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN43  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN44  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN45  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN46  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN47  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN48  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  86.10    206913  RFN49  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN50  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN51  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN52  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN53  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1  B6.10    206913  RFN54  Reactor Vessel Nut                  RCS              Vis B-G-1    B6.20    206913  RFS I  RV Closure Stud                    RCS    Vol B-G-1    B6.20    206913  RFS 2  RV Closure Stud                    RCS    Vol B-G-1  86.20    206913  RFS 3  RV Closure Stud                    RCS    Vol B-G-1    B6.20    206913  RFS 4  RV Closure Stud                    RCS    Vol B-G-1    B6.20    206913  RFS 5  RV Closure Stud                    RCS    Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                5 of 180
 
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter            (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1  B6.20    206913  IRFS 6      RV Closure Stud                  RCS    Vol i                                i      L    1-  i B-G-1  86.20    206913    RFS 7      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS 8      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20    206913    RFS 9      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS10      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  86.20    206913    RFS1 1    RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS12      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS13      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20    206913    RFS14      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS15      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20    206913    RFS16      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20    206913    RFS17      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS18      RV Closure Stud                  RCS    Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS19      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS20      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  86.20      206913  RFS21      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1    86.20    206913  RFS22      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS23      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1    B6.20    206913  RFS24      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  86.20      206913  RFS25      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS26      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS27      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS28      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS29      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS30      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS31      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS32      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS33      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S B-G-1  B6.20      206913  RFS34      RV Closure Stud                  RCS    Vol                S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  6 of 180
 
Entuergy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice    Inspection  Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter                (Note 1)
ISi Component Scheduling B-G-1  B6.20      206913  RFS35    RV Closure Stud                    RCS  Vol                    S B-G-1  B6.20      206913  RFS36    RV Closure Stud                    RCS  Vol                    S B-G-1  B6.20      206913  RFS37    RV Closure Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS38    RV Closure Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS39    RV Closure Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS40    RV Closure Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS41    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS42    RV Closure Stud                    RCS  Vol          -
B-G-1  B6.20      206913  RFS43    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS44    RV Closure Stud                      RCS  Vol          -
B-G-1  B6.20      206913  RFS45    RV Closure Stud                      RCS  Vol          -
B-G-1  B6.20      206913  RFS46    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS47    RV Closure Stud                      RCS  Vol          -
B-G-1  B6.20      206913  RFS48    RV Closure Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS49    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS50    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS51    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS52    RV Closure Stud                      RCS  Vol I
B-G-1  B6.20      206913  RFS53    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20      206913  RFS54    RV Closure Stud                      RCS  Vol B-G-1  B6.20    206913  IS 3      RV Spare Stud IS 3                  RCS  Vol B-G-1  B6.40      206913  RFL 1    RV Flange Threads                    RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL 2    RV Flange Threads                    RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL 3    RV Flange Threads                    RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL 4    RV Flange Threads                    RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL 5    RV Flange Threads                    RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL 6    RV Flange Threads                    RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL 7    RV Flange Threads                    RCS  Vol B-G-1  B6.40      206913  RFL 8    RV Flange Threads                    RCS  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  7 of 180
 
LnWdk Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter        (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1  B6.40    206913  RFL 9    RV Flange Threads                  RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL10    RV Flange Threads                  RCS  Vol    -
B-G-1  B6.40    206913  RFL1 1    RV Flange Threads                  RCS  Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL12    RV Flange Threads (GS)            RCS  Vol                  Guide Stud Location B-G-1  B6.40    206913  RFL13    RV Flange Threads                  RCS Vol        -
B-G-1  B6.40    206913  RFL14    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  86.40    206913  RFL15    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  86.40    206913  RFL16    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  86.40    206913  RFL17    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  B6.40    206913  RFL18    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  86.40    206913  RFL19    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  86.40    206913  RFL20    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  16.40    206913  RFL21    RV Flange Threads                  RCS Vol B-G-1  86.40    206913  RFL22    RV Flange Threads                  RCS Vol B-G-1  86.40    206913  RFL23    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  86.40    206913  RFL24    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  B6.40    206913  RFL25    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  B6.40    206913  RFL26    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  B6.40    206913  RFL27    RV Flange Threads                  RCS Vol 8-G-1  86.40    206913  RFL28    RV Flange Threads (GS)              RCS Vol      -            jide Stud Location B-G-1  86.40    206913  RFL29    RV Flange Threads                  RCS Vol        -
B-G-1  B6.40    206913  RFL30    RV Flange Threads                  RCS Vol        -
B-G-1  86.40    206913  RFL31    RV Flange Threads                  RCS Vol B-G-1  B6.40    206913  RFL32    RV Flange Threads                  RCS Vol B-G-1  86.40    206913  RFL33    RV Flange Threads                  RCS Vol        -
B-G-1  86.40    206913  RFL34    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  86.40    206913  RFL35    RV Flange Threads                  RCS Vol        -
B-G-1  86.40    206913  RFL36    RV Flange Threads                  RCS Vol      -
B-G-1  B6.40    206913  RFL37    RV Flange Threads                  RCS Vol          i Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                8 of 180
 
JYnft'rgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter          (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G1      B6.40    206913  IRFL38 i
Flanqe Threads                  RCS    Vol I
  -    . I
                    -i I..-.-.
I      t %#*1 -t B-(5-1    B6i.40    2U06913  IRL39  RV Flange Inreads                  RCS    voi      I B-G-1      B6.40    206913    RFL40  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL41  RV Flange Threads                  RCS    Vol              I.
B-G-1      B6.40    206913    RFL42  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL43  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL44  RV Flange Threads (GS)              RCS    Vol                    uide Stud Location B-G-1      B6.40    206913    RFL45  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      86.40    206913    RFL46  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL47  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL48  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL49  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL50  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL51  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.40    206913    RFL52  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      86.40    206913    RFL53  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      86.40    206913    RFL54  RV Flange Threads                  RCS    Vol B-G-1      B6.50    206913    RFW 1  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW 2  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW 3  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW 4  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW 5  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      86.50    206913    RFW 6  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      86.50    206913    RFW 7  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW 8  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW 9  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW10  RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW1 1 RV Closure Washer                  RCS              Vis B-G-1      B6.50    206913    RFW12  RV Closure Washer                  RCS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                    9 of 180
 
LJnfrrgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter          (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1  86.50    206913  RFW1 3  RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  B6.50      206913  RFW14    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  B6.50      206913  RFW15    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  B6.50      206913  RFW16    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  86.50    206913  RFW17    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  86.50    206913  RFW18    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  B6.50      206913  RFW19    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW20    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50      206913  RFW21    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50      206913  RFW22    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  86.50    206913  RFW23    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW24    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW25    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW26    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50      206913  RFW27    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  86.50    206913  RFW28    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  86.50    206913  RFW29    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW30    RV Closure Washer                  RCS  -        Vis        S B-G-1  86.50    206913  RFW31    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW32    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  86.50    206913  RFW33    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW34    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  B6.50    206913  RFW35    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  86.50    206913  RFW36    RV Closure Washer                  RCS            Vis        S B-G-1  86.50    206913  RFW37    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  86.50    206913  RFW38    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  B6.50    206913  RFW39    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  86.50    206913  RFW40    RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  B6.50    206913  RFW41    RV Closure Washer                  RCS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              10 of 180
 
Alk I!,wergy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter        (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1    B6.50    206913  RFW42      RV Closure Washer                  RCS            Vis RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW43      RV Closure Washer B-G-1    B6.50    206913  RFW44      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW45      RV Closure Washer                  RCS  -        Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW46      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW47      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW48      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW49      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW50      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW51      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW52      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW53      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1    B6.50    206913  RFW54      RV Closure Washer                  RCS            Vis B-G-1  16.180    206923  RCPS 21- 1  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21- 2  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21- 3  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21- 4  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21- 5  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21- 6  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  66.180    206923  RCPS 21- 7  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21- 8  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21- 9  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-10  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-11  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-12  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-13  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-14  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    66.180  206923  RCPS 21-15  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  66.180    206923  RCPS 21-16  RCP Flange Stud                    RCS  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  11 of 180
 
AfLiifrgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter        (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-17 RCP Flange Stud                    RHS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 21-18 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 21-19 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-20 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 21-21 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 21-22 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 21-23 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  66.180    206923  RCPS 21-24 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22- 1 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22- 2 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22- 3 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22- 4 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22- 5 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22- 6  RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22- 7 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22- 8 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22- 9 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-10 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-11 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-12 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-13 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-14 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22-15 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-16 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22-17 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22-18 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22-19 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 22-21 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-22 RCP Flange Stud                    RCS  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xis                                  12 of 180
 
Luturgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter        (Note 1)
ISi Component Scheduling B-G-1  86.180    206923  IRCPS 22-23 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 22-24 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 23- 1 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23- 2 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23- 3 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 23- 4 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23- 5 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23- 6 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23- 7 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1 I B6.180    206923  RCPS 23-8  RCP Flange Stud                    RCS  Vol      -I  -
B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23- 9 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  136.180  206923  RCPS 23-10 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-11 RCP Flange Stud                    RCS  Vol,-,-
B-G-1  86.180    206923  RCPS 23-12 RCP Flange Stud                    RCS  Vol    -
B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-13 RCP Flange Stud                    RCS  Vol      -
B-G-1  86.180    206923  RCPS 23-14 RCP Flange Stud                    RCS  Vol    -
B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-15 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-16 RCP Flange Stud                    RCS  Vol    -
B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-17 RCP Flange Stud                    RCS  Vol    -
B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-18 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-19 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-20 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-21 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  86.180    206923  RCPS 23-22 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-23 RCP Flange Stud                    RCS  Vol    -
B-G-1  B6.180    206923  RCPS 23-24 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 24- 1 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 24- 2 RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1  B6.180    206923  RCPS 24- 3 RCP Flange Stud                    RCS  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  13 of 180
 
          .... i'nle.rgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter          (Note 1) iSI Component Scheduling u-U-1    bb.IUM    ZUb9Z. KIU-j,' Z4- 4 RUP F-lange Stua                      ;  voli B-G-1    86.180    206923 RCPS 24- 5    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24- 6    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24- 7    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24- 8    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24- 9    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-10    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-11    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-12    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-13    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-14    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-15    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    16.180    206923 RCPS 24-16    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    16.180    206923 RCPS 24-17    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-18    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1      86.180    206923 RCPS 24-19    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1      86.180    206923 RCPS 24-20    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-21    RCP Flange Stud                    RCS  Vol-B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-22    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.180    206923 RCPS 24-23    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    86.180    206923 RCPS 24-24    RCP Flange Stud                    RCS  Vol B-G-1    B6.190    206923 RCP21(f)SUR  RCP21 Flange Surface                RCS            Vis B-G-1    B6.190    206923 RCP22(f)SUR  RCP22 Flange Surface                RCS            Vis B-G-1    86.190    206923 RCP23(f)SUR  RCP23 Flange Surface                RCS            V-Vis B-G-1    86.190    206923 RCP24(f)SUR  RCP24 Flange Surface                RCS            Vis B-G-1    B6.200    206923 RCPN21-1      RCP Flange Nut/Washer              RCS            Vis B-G-1      86.200    206923 RCPN21-2      RCP Flange Nut/Washer              RCS            Vis B-G-1      86.200    206923 RCPN21-3      RCP Flange Nut/Washer              RCS            Vis B-G-1      86.200    206923 RCPN21-4      RCP Flange Nut/Washer              RCS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                      14 of 180
 
            ,11fergy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter        (Note1)
ISI Component Scheduling B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-5  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-6  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-7  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-8  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-9  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-10 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-11 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  86.200    206923  RCPN21-12 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-13 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-14 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-15 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-16 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-17 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-18 RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-19 RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-20 RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-21 RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-22 RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-23 RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN21-24 RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-1  RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-2  RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-3  RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-4  RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-5  RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-6  RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-7  RCP Flange Nut/Washer            RCS  -        Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-8  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN22-9  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              15 of 180
 
11,11t'ner.,y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter            (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-10 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-11 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-12 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-13 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-14 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-15 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  66.200      206923  RCPN22-16 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-17 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-18 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-19 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-20 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-21 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-22 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-23 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN22-24 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-1  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-2  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-3  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-4  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-5  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923 IRCPN23-6  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-7  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  86.200      206923  RCPN23-8  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  86.200      206923  RCPN23-9  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  86.200      206923  RCPN23-10 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-11 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-12 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-13 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200      206923  RCPN23-14 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                16 of 180
 
II~
Ie:rgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter          (Note 1)
IS Component Scheduling B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-15 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-16 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-17 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-18 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-19 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-20 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        s B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-21 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-22 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-23 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN23-24 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis        S B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-1  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-2  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-3  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-4  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-5  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-6  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  86.200    206923  RCPN24-7  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-8  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-9  RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-10 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-11 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-12 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-13 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-14 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-15 RCP Flange NutNWasher            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-16 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-17 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-18 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis B-G-1  B6.200    206923  RCPN24-19 RCP Flange Nut/Washer            RCS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              17 of 180
 
L,!.fetcrg'y Indian Point Energy Center - 1P2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-1 Pressure Retaining Bolting Greater then 2" in Diameter                        (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-1I  B6.200      206923      RCPN24-20          RCP Flange Nut/Washer                  RCS  I      Vis B-G-1    B6.200      206923      RCPN24-21          RCP Flange Nut/Washer                  RCS        Vis B-G-1    B6.200      206923      RCPN24-22          RCP Flange Nut/Washer                  RCS        Vis B-G-1    B6.200      206923      RCPN24-23          RCP Flange Nut/Washer                  RCS        Vis B-G-1    B6.200      206923      RCPN24-24          RCP Flange Nut/Washer                  RCS        Vis Notes:
(1) RCP Bolts, Studs, and flange surface will be inspected when disassembled.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                    18 of 180
 
11=dehrgy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter                (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-2  B7.20              PZRB 1        PZR MWY                        RCS              Vis        S i              i                              I      I  I      I RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB 2        PZR MWY BOLT B-G-2  B7.20    206918    PZRB 3        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB 4        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB 5        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB 6        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB 7        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB 8        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB 9        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB10        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB11        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB12        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB13        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB14        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB15        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.20    206918    PZRB16        PZR MWY BOLT                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 1C    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 1H    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914    SGB 21 R- 2C  MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914    SGB 21 R- 2H  MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914    SGB 21 R- 3C  MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 3H    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 4C    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  87.30    206914    SGB 21R- 4H    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 5C    MWY BOLTS 21                    RCS              Vis          S B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 5H    MWY BOLTS 21                    RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 6C    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 6H    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 7C    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914    SGB 21R- 7H    MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914    SGB 21 R- 8C  MWY BOLTS 21                    RCS              Vis          S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                19 of 180
 
Enlerqy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter            (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R- 8H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R- 9C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis          S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R- 9H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-10C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis          S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-1OH MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-11C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis          S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-11H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-12C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis          S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-12H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-13C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis          S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-13H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-14C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-14H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-15C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-15H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-16C MWY BOLTS 21                  RCS              Vis        S B-G-2  B7.30    206914  SGB 21R-16H MWY BOLTS 21                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-10C MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-10H MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-11C MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-11H MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-12C MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-12H MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-13C MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-13H MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-14C MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-14H MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-15C MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-15H MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-16C MWY BOLTS 22                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206915  SGB 22R-16H MWY BOLTS 22                  RCS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            20 of 180
 
TE!hIIgo-y                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter        (Note 1)
ISI Component Scheduling b-U,-l I5(.sU    zU~iJ1b  bul ZZI  MVVY bUL I:5 22                  KUZI-          VIS B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-1H  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-2C  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-2H  MWY BOLTS 22                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-3C  MWY BOLTS 22                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-3H  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-4C  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-4H  MWY BOLTS 22                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-5C  MWY BOLTS 22                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-5H  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-6C  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-6H  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-7C  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-7H  MWY BOLTS 22                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-8C  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-8H  MWY BOLTS 22                      RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-9C  MWY BOLTS 22                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206915  SGB 22R-9H  MWY BOLTS 22                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206916  SGB 23R- 1C  MWY BOLTS 23                    RCS          -  Vis B-G-2      B7.30  206916  SGB 23R- 1H  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30  206916  SGB 23R- 2C  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206916  SGB 23R- 2H  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206916  SGB 23R- 3C  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206916  SGB 23R- 3H  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30  206916  SGB 23R- 4C  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206916  SGB 23R- 4H  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30  206916  SGB 23R- 5C  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206916  SGB 23R- 5H  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30 206916  SGB 23R- 6C  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30  206916  SGB 23R- 6H  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis B-G-2      B7.30  206916  SGB 23R- 7C  MWY BOLTS 23                    RCS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                21 of 180
 
EL dergy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter          (Note 1)
ISI Component Scheduling II B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R- 7H  MWY BOLTS 23                  RCS        --    Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R- 8C  MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R- 8H  MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R- 9C  MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R- 9H  MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-10C  MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-1OH  MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-1 1C MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-11H  MWY BOLTS 23                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-12C  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-12H  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-13C  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-13H  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-14C  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-14H  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-15C  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-15H  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-16C  MWY BOLTS 23                  RCS  -          Vis B-G-2  B7.30    206916  SGB 23R-16H  MWY BOLTS 23                  RCS I            Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 1C  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 1H  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 2C  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 2H  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 3C  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 3H  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 4C  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 4H  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 5C  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 5H  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 6C  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis B-G-2  B7.30    206917  SGB 24R- 6H  MWY BOLTS 24                  RCS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              22 of 180
 
        '-=I/I eergy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter          (Note 1)
ISi Component Scheduling B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R- 7C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R- 7H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R- 8C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R- 8H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R- 9C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R- 9H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-10C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-10H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-11C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-11H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-12C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-12H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-13C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-13H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-14C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-14H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-15C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-15H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-16C MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.30        206917 SGB 24R-16H MWY BOLTS 24                        RCS            Vis B-G-2  B7.50        206684 19 F 2      3" Blind Flange Bolting(8)          CVS            Vis      S B-G-2  B7.50        206685 27 F 4      3" Blind Flange Bolting(8)          CVS            Vis      S B-G-2  B7.50        206687 41 F 1      1.5" 21RCP Flange Bolt(4)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206687 41 F 2      2" Pipe Flange Bolting (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206689 42 F 1      1.5" 22RCP Flange Bolt(4)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206689 42 F 2      2" Pipe Flange Bolting (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206691 43 F 1      1.5" 23RCP Flange Bolt(4)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206691 43 F 2      2" Pipe Flange Bolting (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206693 44 F 1      1.5" 24RCP Flange Bolt(4)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206693 44 F 2      2" Pipe Flange Bolting (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.50        206711 64 F 1      2" Blind Flange Bolting (8)        CVS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  23 of 180
 
Ak
    -L[rilergy                                            Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter        (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-2  B7.50    206713  79 F 1    3" Blind Flange Bolting (8)          CVS            V's B-G-2  B7.50    206714  80 F 1    3" Blind Flange Bolting (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.50    206731  342 F 1    PZR PCV464 Flange Bolt (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.50    206732  343 F 1    PZR PCV466 Flange Bolt (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.50    206733  344 F 1    PZR PCV468 Flange Bolt (8)          CVS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 1  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 2  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 3  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-4    Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 5  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 6  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 7  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 8  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21- 9  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-10  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-11  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-12  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-13  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-14  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-15  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-16  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-17  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 21-18  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 1  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 2  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 3  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 4  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 5  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 6  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 7  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 22- 8  Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  24 of 180
 
Li'rlI(?rgy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter        (Note 1)
ISI Component Scheduling B-G-2  B7.60      206923  PSB 22- 9  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-10  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-11  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-12  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-13  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-14  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-15  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-16  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-17  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 22-18  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 1  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 2  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 3  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 4  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 5  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 6  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 7  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 8  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23- 9  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-10  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-11  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-12  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-13  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-14  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-15  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-16  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-17  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 23-18  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 24- 1  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 24- 2  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis B-G-2  B7.60      206923  PSB 24- 3  Pump Seal Housing Bolt            RCS            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              25 of 180
 
        ='E=le'rgy                                            Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter              (Note 1)
ISi Component Scheduling B-G-2  B7.60    206923  PSB 24- 4      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24- 5      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24- 6      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24- 7      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24- 8      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24- 9      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-10      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-11      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-12      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-13      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-14      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-15      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-16      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-17      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.60    206923  PSB 24-18      Pump Seal Housing Bolt              RCS            Vis B-G-2  B7.70    206669  10 730(b)      14" Valve 730 - Bolting            RHR            Vis    t B-G-2  B7.70    206669  10 731(b)      14" Valve 731 - Bolting            RHR            Vis    t B-G-2  B7.70    206731  342 PCV 464(b)  6" PZR Valve - Bolting              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206732  343 PCV 466(b)  6" PZR Valve - Bolting              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206733  344 PCV 468(b)  6" PZR Valve - Bolting              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206906  355 838A(b)    6" Valve 838A - Bolts              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206907  356 838B(b)    6" Valve 838B - Bolts                RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206908  358 838C(b)    6" Valve 838C - Bolts                RCS            Vis I  t B-G-2  B7.70    206910  361 838D(b)    6" Valve 838D - Bolts                RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206903  351 895A(b)    10" Valve 895A - Bolts              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206904  352 895B(b)    10" Valve 895B - Bolts              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206905  353 895C(b)    10" Valve 895C - Bolts              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206901  350 895D(b)    10" Valve 895D - Bolts              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206903  351 897A(b)    10" Valve 897A - Bolts              RCS            Vis    t 8-G-2  B7.70    206904  352 897B(b)    10" Valve 897B - Bolts              RCS            Vis    t B-G-2  B7.70    206905  353 897C(b)    10" Valve 897C - Bolts              RCS            Vis    t Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                      26 of 180
 
a 1:f deLrgy                                                        Indian Point Energy Center - 1P2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-G-2 Pressure Retaining Bolting Less Then < 2" in Diameter                                                                    (Note 1)
ISI Component Scheduling I B-G-2 I  B7.70 I    206901    1350  897D(b)        110" Valve 897D- Bolts                  I RCS I    -      -    I  Vis  ittJ  At  I    t    fl*t  l~t i Notes:
(1) NDE Bolting, studs, and nuts inspections are performed when the connection is disassembled or when the bolting is removed. See Code Interpretation: XI-1-98-22.
Section 4-Table4-iSI-Schedule RevO.xls                                                        27 of 180
 
1 f degy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R -A Risk Informed                  Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling 1(-A  I1.1    1-1 ZUot-iU    5I 1      UIKU VV--LU                      Mll)* VOl R-A      R1.11-1  206710  63  2      CIRC WELD                        RCS  Vol R-A      R1.11-1  206710  63  3      CIRC WELD                        RCS  Vol R-A      R1.11-1  206710  63  4      CIRC WELD                        RCS  Vol R-A      R1.11-1  206710  63  5      CIRC WELD                        RCS  Vol R-A      R1.11-1  206918  PZRS6      SAFEND SURGE LN 63                RCS  Vol R-A      R1.11-2  206669  10  3      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A      R1.11-2  206669  10  4      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A      R1.11-2  206669  10  4A    CIRC WELD                        RHR  Vol R-A      R1.11-2  206669  10  5      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A      R1.11-2  206669  10  6      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A      R1.11-2  206669  10  7      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A      R1.11-2  206708  61  2      CW-Pipe-Nozzle                    RCS  Vol                    S R-A      R1.11-2  206708  61  3      CIRC WELD                        RCS  Vol R-A      R1.11-2  206708  61  4      CIRC WELD                        RCS  Vol R-A      R1.11-2  206710  63  6      BRANCH WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  24    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  25    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  26    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  27    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1. 11-2 206711  64  28    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1. 11-2 206711  64 29      SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  30    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  31    BRANCH WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  35    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  36    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206711  64  37    SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206714  80  3      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.11-2  206714  80 4        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.11-2  206714  80 5        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.11-2  206715  81  3      SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206715  81  4      SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A      R1.11-2  206716  82 5        SOCKET WELD                      RCS  Vol  -      -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              28 of 180
 
      .Alkg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                    Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.11-2    206717  183 5                                            KUs    Vol 1-    1-    1-  I R-A    R1.11-2    206718  184 5          W-Pipe-Valve                      RCS    Vol i    i      4-  i R-A    R1.11-2    206723  196 3        CIRC WELD                            CVC    Vol R-A    R1.11-2    206723  96  4      CIRC WELD                            CVC    Vol R-A    R1.11-2    206918  PZRS1      SAFEND Spray Nozzle LN 61            RCS    Vol R-A    R1.11-3    206682  16  102    SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206682  16  103    SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16  3      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16 3A      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16  3B      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16 43      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16 43A      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16 44      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16 45      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206683  16 46      SOCKET WELD                          SIS    Vol R-A    R1.11-3    206901  350  4    CIRC WELD                            SIS    Vol R-A    R1.11-3    206903  351  4    CIRC WELD                            SIS    Vol                    S R-A    R1.11-3    206904  352  6    CIRC WELD                            SIS    Vol R-A    R1.11-3    206905  353  4    CIRC WELD                            SIS    Vol                    S R-A    R1.11-3    206702  56  5      SW-Coupling-Pipe                    SIS    Vol                    s R-A    R1.11-3    206702  56  6      SW-Pipe-Coupling                    SIS    Vol                    S R-A    R1.11-3    206702  56  7      SW-Pipe-Pipe                        SIS    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  14      CIRC WELD                            CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  15      CIRC WELD                            CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  16      CIRC WELD                            CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  17      SW-3"Tee-2"Pipe                      CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  18      SW-Pipe-Elbow                        CVC    Vol                    S R-A    R1.11-4    206685  27  19      SOCKET WELD                          CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  20      SOCKET WELD                          CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  21      SOCKET WELD                          CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  24      SOCKET WELD                          CVC    Vol R-A    R1.11-4    206685  27  25      SOCKET WELD                          CVC    Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                29 of 180
 
        .I111ergy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.11-4  206685  27 26      SOCKET WELD                    CVU Vol R-A    R1.11-4  206685  27 27      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 28      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 29      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 30      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 31      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 34      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 35      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 36      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 38      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 39      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 40      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 41      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 42      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 43      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206685  27 44      SOCKET WELD                    CVC Vol R-A    R1.11-4  206711  64 1        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 10      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 11      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 12      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 13      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 13AA    SOCKET WELD                    RCS Vol                      S R-A    R1.11-4  206711  64 14      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 14AA    SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 15      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 15AA    SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 16      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 16AA    SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 17      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4  206711  64 17AA    SOCKET WELD                    RCS Vol                      S R-A    R1.11-4  206711  64 18      SOCKET WELD                    RCS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            30 of 180
 
Llderg~y                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                Notes (1)(2)3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.11-4    206711  64 18AA    SOCKET WELD                    RCS Vol    -
R-A    R1.11-4    206711  64 19      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 19AA    SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 2        SOCKET WELD                    RCS Vol    -
R-A    R1.11-4    206711  64 20      SOCKET WELD                    RCS Vol    -        -        S R-A    R1.11-4    206711  64 20AA    SOCKET WELD                    RCS Vol    -        -
R-A    R1.11-4    206711  64 21      SOCKET WELD                    RCS Vol                        S R-A    R1.11-4    206711  64 22      SOCKET WELD                    RCS Vol    -
R-A    R1.11-4    206711  64 23      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 3        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 32      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 38      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 39      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 40      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 41      SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 8        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206711  64 9        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.11-4    206714  80 10      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4    206714  80 10A      CIRC WELD                      CVC Vol    -,-
R-A    R1.11-4    206714  80 11      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4    206714  80 12      CIRC WELD                      CVC Vol    -        -
R-A    R1.11-4    206714  80 7        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4    206714  80 8        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4    206714  80 8A      CIRC WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.11-4    206714  80 9        CIRC WELD                      CVC Vol    -        -
R-A    R1.11-4    206723  96 10      CIRC WELD                      CVC Vol    -        -
R-A    R1.11-4    206723  96 11      CIRC WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.11-4    206723  96 12      CIRC WELD                      CVC Vol    -        -
R-A    R1.11-4    206723  96 13      CIRC WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.11-4    206723  96 13A      CIRC WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.11-4    206723  96 14      CIRC WELD                      CVC Vol    -
Section 4-Table4-ISI-Schedule Rev0.xls                            31 of 180
 
1L11erey                                  Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.11-4  206723  96  6      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  7      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  7A      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  8      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  9      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  9A      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  9A1    CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  9B      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  9C      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.11-4  206723  96  9D      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.16-1  206683  16  1      BRANCH WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206682  16  100    SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206682  16  101    SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  2      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  39      BRANCH WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  4      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  40      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  41      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  42      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  47      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206683  16  5      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206682  16  98      BRANCH WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206682  16  99      SOCKET WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206901  350  1    BRANCH WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206901  350  2    CIRC WELD                      SIS Vol R-A    R1.16-1  206901  350  3    CIRC WELD                      SIS Vol R-A    R1.16-1  206903  351  1    BRANCH WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206903  351  2    CIRC WELD                      SIS Vol R-A    R1.16-1  206903  351  3    CIRC WELD                      SIS Vol R-A    R1.16-1  206904  352  1    BRANCH WELD                    SIS Vol R-A    R1.16-1  206904  352  2    CIRC WELD                      SIS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            32 of 180
 
I2Jlk g Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.16-1    206904  352 3      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-1    206904  352 4      CIRC WELD                          SiS Vol R-A    R1.16-1    206904  352 5      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-1    206905  353 1      Branch Weld                        SIS Vol                    S R-A    R1.16-1    206904  353 2      CIRC WELD                          SIS Vol S
R-A    R1.16-1    206905  353 3      CW-Bent Pipe-Elbow                SIS Vol R-A    R1.16-1    206702  56 1        BRANCH WELD                        SIS Vol R-A    R1.16-1    206702  56 2        SW-Pipe-Coupling                  SIS Vol                    S R-A    R1.16-1    206702  56 3        SW-Elbow-Pipe                      SIS Vol                    S R-A    R1.16-1    206702  56 4        SW-Pipe-Elbow                      SIS Vol R-A    R1.16-2    206901  350 5      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206901  350 6      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206901  350 7      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206901  350 8      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206901  350 9      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206903  351  5      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206903  351  6      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206903  351  7      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206903  351  8      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206904  352 7      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206904  352 8      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206904  352 9      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206905  353 5      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206905  353 6      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206905  353 7      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.16-2    206910  361  61    CIRC WELD                          SIS Vol                    S R-A    R1.16-2    206910  361  62    CIRC WELD                          SIS Vol                    s R-A    R1.16-2    206702  56 10      SW-2"Tee-3/4"Flange                SIS Vol R-A    R1.16-2    206702  56 11      SW-Pipe-Tee                        SIS Vol R-A    R1.16-2    206702  56 12      SW-Elbow-Pipe                      SIS Vol R-A    R1.16-2    206702  56 13      SW-Pipe-Elbow                      SIS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              33 of 180
 
1LIderegy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R- A Risk Informed                  Notes (1)(2)3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.16-2    206701  56 47      BRANCH WELD                        SIS Vol                    S R-A    R1.16-2    206701  56 48      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.16-2    206702  56 8        SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.16-2    206700  56 89      BRANCH WELD                        SIS Vol R-A    R1.16-2    206702  56 9        SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.16-2    206700  56 90      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-1    206669  10  1      BRANCH WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-1    206669  10 2        CIRC WELD                          RHR  Vol R-A    R1.20-1    206683  16  6      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-1    206683  16  7      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-1    206683  16 8        SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-1    206682  16 104      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-1    206682  16 105      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-1    206682  16 106      SOCKET WELD                        SIS Vol                    S R-A    R1.20-1    206731  342  1    CW TE                              RCS  Vol R-A    R1.20-1    206731  342 2      CIRC WELD                          RCS  Vol R-A    R1.20-1    206732  343  1    CW TE                              RCS  Vol R-A    R1.20-1    206732  343 2      CIRC WELD                          RCS  Vol R-A    R1.20-1    206733  344  1    CW-TE-Nozzel-Elbow                RCS  Vol R-A    R1.20-1    206733  344 2      CIRC WELD                          RCS  Vol R-A    R1.20-1    206687  41  1      SW-Pump-1 1/2" Pipe                CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206687  41  2      SW-i 1/2" Pipe-2" Red              CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206687  41  3      SW-2" Reducer-Pipe                CVC  Vol    -                S R-A    R1.20-1    206687  41  4      SW-Pipe-3/4"Tee                    CVC  Vol    -                S R-A    R1.20-1    206687  41  5      SOCKET WELD                        CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206687  41  6      SW-3/4"Tee-Pipe                    CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206687  41  7      SOCKET WELD                        CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206687  41  8      SOCKET WELD                        CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206687  41  9      SOCKET WELD                        CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206689  42  1      SOCKET WELD                        CVC  Vol    -
R-A    R1.20-1    206689  42  2      SOCKET WELD                        CVC  Vol    -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              34 of 180
 
Eliderggy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                    Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling K-A    F<1.2U-1  2Ub0689  42 3        SUCKI I VVWELU                    UVL Vol    -
R-A    R1.20-1    206689  42 4        SOCKET WELD                        CVC Vol    -        -
R-A    R1.20-1    206689  42 5        SOCKET WELD                        CVC Vol    -        -
R-A    R1.20-1    206689  42 6        SW-2" Pipe-3/4"Tee                CVC Vol    -        -
R-A    R1.20-1    206689  42 7        SW-Elbow-Pipe                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206689  42 8        SW-Pipe-Elbow                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-1    206689  42 9        SW-Valve-Pipe                      CVC Vol      -
R-A    R1.20-1    206691  43 1        SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-1    206691  43 2        SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-1    206691  43 3        SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-1    206691  43 4        SOCKET WELD                        CVC Vol      -
R-A    R1.20-1    206691  43 5        SOCKET WELD                        CVC Vol      -
R-A    R1.20-1    206691  43 6        SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-1    206691  43 7        SOCKET WELD                        CVC Vol      -        -
R-A    R1.20-1    206691  43 8        SOCKET WELD                        CVC Vol      -
R-A    R1.20-1    206691  43 9        SOCKET WELD                        CVC Vol      -        -
R-A    R1.20-1    206693  44 1        SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-1    206693  44 2        SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-1    206693  44 3        SOCKET WELD                        CVC Vol      -
R-A    R1.20-1    206693  44 4        SOCKET WELD                        CVC Vol      -        -
R-A    R1.20-1    206693  44 4.1      SOCKET WELD                        CVC Vol      -
R-A    R1.20-1    206693  44 4.2      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-1    206693  44 4.3      SOCKET WELD                        CVC Vol      -        -
R-A    R1.20-1    206693  44 5        SOCKET WELD                        CVC Vol      -
R-A    R1.20-1    206707  61 1AH      CIRC WELD                          RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 2AH      CIRC WELD                          RCS Vol      -        -
R-A    R1.20-1    206707  61 3AH      Socket Weld                        RCS Vol      -
R-A    R1.20-1    206707  61 4AH      CIRC WELD                          RCS Vol      -,-
R-A    R1.20-1    206707  61 5AH      CIRC WELD                          RCS Vol      -
R-A    R1.20-1    206707  61 6AH      Socket Weld                        RCS Vol      -
R-A    R1.20-1    206707  61 7AH      CIRC WELD                          RCS Vol      -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              35 of 180
 
11.11erg'y                                  Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes(l)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.20-1    206708  61 5        UIXLWELD                        HUS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 6        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 7        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 8        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 9        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 10      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 11      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 12      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 13      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 14      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 15      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 15A      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 16      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 17      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 18      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206708  61 19      CIRC WELD                      RCS Vol          -
R-A    R1.20-1    206707  61 20      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 20A      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 20B      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 21      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 22      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 23      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 24      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 25      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 26      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 26A      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 27      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 28      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 29      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 30      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206707  61 34      CIRC WELD                      RCS Vol Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                            36 of 180
 
Ii e~rgpy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.20-1    206707  61  35      CIRC WELD                      RCS Vol    -
R-A    R1.20-1    206707  61  36      CIRC WELD                      RCS Vol    -
R-A    R1.20-1    206707  61  37      BRANCH WELD                    RCS Vol    -
R-A    R1.20-1    206708  61 FW 1AJ    CIRC WELD                      RCS Vol    -,-
R-A    R1.20-1    206708  61 FW 2AJ    CIRC WELD                      RCS Vol              -
R-A    R1.20-1    206709  62  1        CIRC WELD                      RCS Vol    -        -
R-A    R1.20-1    206709  62  11      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  12      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  13      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  14      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  15      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  16      BRANCH WELD                    RCS Vol    -        -
R-A    R1.20-1    206709  62  1AL      CIRC WELD                      RCS Vol    -
R-A    R1.20-1    206709  62  2        CIRC WELD                      RCS Vol    -        -
R-A    R1.20-1    206709  62  2AL      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  3        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  3AL      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  4        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  4AL      CIRC WELD                      RCS Vol    -
R-A    R1.20-1    206709  62  5        CIRC WELD                      RCS Vol    -
R-A    R1.20-1    206709  62  5AL      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  6        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  6AL      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  7        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206709  62  8        CIRC WELD                      RCS Vol              -
R-A    R1.20-1    206712  70  1        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70  2        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70  3        CIRC WELD                      RCS Vol              -
R-A    R1.20-1    206712  70 4        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70  5        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 6        CIRC WELD                      RCS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            37 of 180
 
Eldergy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.20-1    206712  70 7        CIRC WELD                      RCS Vol                      S R-A    R1.20-1    206712  70 8        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 9        CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 10      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 12      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 13      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 14      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 15      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206712  70 16      CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206713  79 1        BRANCH WELD                    CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 2        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 3        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 3A      CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 4        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 5        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 7        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 8        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206713  79 9        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206714  80 1        BRANCH WELD                    CVC Vol R-A    R1.20-1    206714  80 2        CIRC WELD                      CVC Vol                      S R-A    R1.20-1    206714  80 6        CIRC WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-1    206715  81 1        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206715  81 2        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206716  82 1        BRANCH WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206716  82 2        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206716  82 3        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206716  82 4        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206717  83 1        BRANCH WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206717  83 2        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206717  83 3        SOCKET WELD                    RCS Vol R-A    R1.20-1    206717  83 4        SOCKET WELD                    RCS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            38 of 180
 
    -As
      ~i~n~gy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R- A Risk Informed                  Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.20-1  206718  184 1        BRANCH WELD                      RCS I Vol R-A    R1.20-1  206718  84 2        SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206718  84 3        SOCKET WELD                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206718  84 4        SW-Elbow-Pipe                    RCS  Vol R-A    R1.20-1  206723  96 1        BRANCH WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-1  206723  96 2        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-1  206918  PZRS2        SAFEND LN 70                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206918  PZRS3        SAFEND LN342                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206918  PZRS4        SAFEND LN343                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206918  PZRS5        SAFEND LN344                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-1    CW    RO@202                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-14    CW    R1@247                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206925  RCC 22- 1    CW    RO@158                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206925  RCC 22-14    CW    RI@113                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206926  RCC 23- 1    CW    RO@338                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206926  RCC 23-14    CW    R1@293                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206927  RCC 24-1    CW    RO@022                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206927  RCC 24-14    CW    R1@067                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-2    CIRC WELD                        RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-3    CIRC WELD                        RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-6    CW-Nozzel-Pipe                    RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-7    CW-Pipe-Elbow                    RCS  Vol R-A  I R1.20-1  206924  1RCC 21-8    CIRC WELD                        RCS I Vol          -    I, R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-9    CIRC WELD                        RCS  Vol  -      -
R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-10    CIRC WELD                        RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-11    CIRC WELD                        RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-12    CIRC WELD                        RCS  Vol R-A    R1.20-1  206924  RCC 21-13    CIRC WELD                        RCS  Vol R-A    R1.20-1  206925  RCC 22-2    CW-Pipe-Pipe                      RCS  Vol R-A    R1.20-1  206925  RCC 22-3    CIRC WELD                        RCS  Vol R-A    R1.20-1  206925  RCC 22-6    CIRC WELD                        RCS  Vol I    I Section 4-Table4-ISI-Schedule Rev0.xls                              39 of 180
 
bIilergy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed            Notes  (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.20-1    206925  RCC 22-7    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206925  RCC 22-8    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206925  RCC 22-9    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206925  RCC 22-10    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206925  RCC 22-11    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206925  RCC 22-12    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206925  RCC 22-13    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-2    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-3    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-6    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-7    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-8    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-9    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-10    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-11    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-12    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206926  RCC 23-13    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-2    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-3    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-6    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-7    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-8    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-9    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-10    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-11    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-12    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206927  RCC 24-13    CIRC WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206924  IRCL 21-1    LONG WELD                      RCS Vol          -    I R-A    R1.20-1 1  206924  1RCL 21-2    LONG WELD                      RCS Vol          -    I R-A    R1.20-1    206924  RCL 21-3    LONG WELD                      RCS Vol R-A    R1.20-1    206924  RCL 21-4    LONG WELD                      RCS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            40 of 180
 
        .lk i'g Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    I1.20-1    20Ut92b  KUL 22-1      LONG WELD                            I-LU*5 VOl R-A    R1.20-1    206925  RCL 22-2      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206925  RCL 22-3      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206925  RCL 22-4      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206926  RCL 23-1      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206926  RCL 23-2      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206926  RCL 23-3      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206926  RCL 23-4      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206927  RCL 24-1      LONG WELD                            RCS    Vol I
R-A    R1.20-1    206927  RCL 24-2      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206927  RCL 24-3      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206927  RCL 24-4      LONG WELD                            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206913  RPVS21- 1A    Cold Leg SAFEND RO@202              RCS    Vol    Vis          Ut R-A    R1.20-1    206913  RPVS21-14A    Hot LegSafe-End R1@247 (DM) Inconel  RCS    Vol    Vis        Vis R-A    R1.20-1    206913  RPVS22- 1A    Cold Leg SAFEND RO@158              RCS    Vol    Vis          Ut R-A    R1.20-1    206913  RPVS22-14A    Hot Leg SAFEND RI@113                RCS    Vol    Vis        Vis R-A    R1.20-1    206913  RPVS23- 1A    Cold Leg SAFEND RO@338              RCS    Vol    Vis          Ut R-A    R1.20-1    206913  RPVS23-14A    Hot Leg SAFEND R1@293                RCS    Vol    Vis        Vis R-A    R1.20-1    206913  RPVS24- 1A    Cold Leg SAFEND RO@022              RCS    Vol    Vis          Ut R-A    R1.20-1    206913  RPVS24-14A    Hot Leg SAFEND R1@067                RCS    Vol    Vis        Vis R-A    R1.20-1    206914  SGS 21R- 4    Noz-Safe End CW-DM LP 21            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206914  SGS 21R- 5    Noz-Safe End CW-DM LP 21            RCS    Vol R-A    R1.20-1    206915  SGS 22-4      CW-DM LP 22                          RCS    Vol R-A    R1.20-1    206915  SGS 22-5      CW-DM LP 22                          RCS    Vol R-A    R1.20-1    206916  SGS 23-4      CW-DM LP 23                          RCS    Vol R-A    R1.20-1    206916  SGS 23-5      CW-DM LP 23                          RCS    Vol R-A    R1.20-1    206917  SGS 24-4      CW-DM LP 24                          RCS    Vol R-A    R1.20-1    206917  SGS 24-5      CW-DM LP 24                          RCS    Vol R-A    R1.20-2    206669  10 8          CIRC WELD                            RHR    Vol R-A    R1.20-2    206669  10 9          CIRC WELD                            RHR    Vol R-A    RI.20-2    206669  10 10        CIRC WELD                            RHR    Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  41 of 180
 
J:ntuTgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.20-2    206669  10 10A      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 11      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 12      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 13      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 14      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 15      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 16      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 17      CW-Pipe-Elbow                    RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 18      CW-Elbow-Pipe                    RHR  Vol R-A    R1.20-2    206669  10 19      CIRC WELD                        RHR  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 9        CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 10      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 11      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 12      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 12A      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 13      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 14      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 15      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 16      CIRC WELD                          SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 17      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 18      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 19      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 20      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 48      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 49      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 50      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 51      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 51A      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 52      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 53      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206683  16 54      SOCKET WELD                        SIS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              42 of 180
 
goy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling CAT.
R-A    R1.20-2    206683  116 55          CKET WELD                    SIS I Vol R-A R-A    R1.20-2    206683  16 56      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 57      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 58      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 59      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 60      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 61      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 62      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 63      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 64      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 65      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 66      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 67      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 68      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 69      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 70      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 71      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 72      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    Ri.20-2    206683  16 73      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 74      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 75      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206683  16 76      SOCKET WELD                      SIS  Vol  -
R-A    R1.20-2    206683  16 77      SOCKET WELD                      SIS  Vol  -
R-A    R1.20-2    206683  16 78      SOCKET WELD                      SIS  Vol  -
R-A    R1.20-2    206683  16 79      SOCKET WELD                      SIS  Vol  -
R-A    R1.20-2    206682  16 107      SOCKET WELD                      SIS  Vol  -
R-A    R1.20-2    206682  16 108      SOCKET WELD                      SIS  Vol  -
R-A    R1.20-2    206682  16 109      SOCKET WELD                      SIS  Vol  -
R-A    R1.20-2    206682  16 110      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206682  16 111      SOCKET WELD                      SIS  Vol R-A    R1.20-2    206682  16 112      SOCKET WELD                      SIS  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            43 of 180
 
        .'I:'uerggy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling I
R-A      R1.20-2  206682  16 112A    SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 113      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 114      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 115      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 116      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 117      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 118      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 119      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 120      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 121      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206682  16 122      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A      R1.20-2  206684  19 1AA      CW-Tee-Elbow                      CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 2        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 2AA      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 3        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 3A      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 3AA      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 4        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 4A      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 4AA      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 5        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 5A      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 5A1      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 5AA      CW-Valve-Flange                  CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 6        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206684  19 9        CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206685  27 10      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206685  27 10AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206685  27 11AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A      R1.20-2  206685  27 12AA    CW-Valve-Flange                  CVC  Vol R-A      R1.20-2  206685  27 13      CIRC WELD                        CVC  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              44 of 180
 
Lilerggy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes(1)(2)(3)
ISi Component Scheduling R-A    R1.20-2    206685  27 2        CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 22      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 23      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 3        CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 32      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 33      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 37      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 4        CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 6AA      CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 7        CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 7AA      CW-Pipe-Pipe                      CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 8        CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 8AA      CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 9        CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206685  27 9AA      CIRC WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206903  351  9      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206903  351  10    CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206903  351  11    CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206903  351  12    CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206903  351  13    CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206903  351  14    CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206903  351  15    CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206903  351  16    CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206904  352 10      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206904  352 11      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206904  352 12      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206905  353 8      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206905  353 9      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206905  353 10      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206906  355 1      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2    206906  355 2      CIRC WELD                        SIS Vol Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                              45 of 180
 
        .'Endregy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISl Component Scheduling R-A    R1.20-2  206907  356 30      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2  206908  358 10      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2  206908  358 11      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2  206908  358 9      CIRC WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2  206687  41  10      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  11      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  12      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  13      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  14      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  15      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  16      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  17      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  18      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  19      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 20      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 21      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 22      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 23      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 24      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 25      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 26      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 27      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41 28      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206687  41  30      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206686  41  31      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206686  41  32      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206686  41  33      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206686  41 34      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206686  41  35      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206686  41  36      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2  206686  41 37      SOCKET WELD                    CVC  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            46 of 180
 
          "I'/IIefgpy                                  Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling 1<-A    K1.ZU-2    zUbtibb 41 its      bUU1*I- I VVWLU                    UVU VOl R-A    R1.20-2    206686  41 38.1    SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 38.2    SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 38.3    SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 38.4    SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 38.5    SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 38.6    SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 39      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 40      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 41      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 42      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 43      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 44      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 45      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 46      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 47      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 48      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 49      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 50      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 51      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206686  41 52      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 10      SW-Bent Pipe-Valve                CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 11      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 12      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 13      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 14      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 15      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 16      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 17      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 18      SOCKET WELD                        CVC Vol R-A    R1.20-2    206689  42 19      SOCKET WELD                        CVC Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              47 of 180
 
L III rgpy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                  Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling I-A    I-<1.2U-2  20(bUbt  42 2U      :iUU;t I VV-LU                    L;VU VOl R-A    R1.20-2    206688  42 21      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 22      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 22.1    SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 22.2    SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206688  42 22.3    SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206688  42 22.4    SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206688  42 23      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 24      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 25      SOCKET WELD                      CVC  Vol              -
R-A    R1.20-2    206688  42 26      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 27      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 28      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 29      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 30      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206688  42 31      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 32      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206688  42 33      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 34      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206688  42 35      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206688  42 36      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 10      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 11      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206691  43 12      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 13      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 14      SOCKET WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 15      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -!
R-A    R1.20-2    206691  43 16      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206691  43 17      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206691  43 18      SOCKET WELD                      CVC  Vol    -
R-A    R1.20-2    206691  43 19      SOCKET WELD                      CVC  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule Rev0.xls                              48 of 180
 
idergy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed            Notes (1)(2)(3)
ISl Component Scheduling R-A    R1.20-2    206691  43 20      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 21      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 22      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 23      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 24      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 25      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 26      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 27      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 28      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 29      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 30      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 31      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 31.1    SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206691  43 32      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 33      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 34      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 35      SOCKET WELD                    CVC  Vol                I R-A    R1.20-2    206690  43 36      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 37      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 38      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 39      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 40      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 41      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 42      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 43      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 44      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 45      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 46      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 47      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 48      SOCKET WELD                    CVC  Vol R-A    R1.20-2    206690  43 49      SOCKET WELD                    CVC  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                          49 of 180
 
1-i'liecrgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    H1.20-2  2Ub09U  43 bU      SUCKLI WELL)                      UVU Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 51      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 52      SW-Pipe-Bent Pipe                CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 53      SW-Bent Pipe-Pipe                CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 54      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 55      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 56      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 57      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 58      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 59      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 60      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 61      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 62      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 63      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 64      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 65      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206690  43 66      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206690  43 67      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 10      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206693  44 11      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206693  44 12      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 13      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 14      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 15      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 16      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 17      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 18      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 19      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 20      SOCKET WELD                      CVC Vol R-A    R1.20-2  206693  44 21      SOCKET WELD                      CVC Vol    -
R-A    R1.20-2  206693  44 22      SOCKET WELD                      CVC Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              50 of 180
 
    -==-J"/1iderg'y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R- A Risk Informed                Notes(1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    IR1.20-2  206693  44 23      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206693  44 24      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206693  44 25      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 26      SW -26                            CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 27      SW -27                            CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 28      SW -28                            CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 29      SW -29                            CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 30      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 31      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 32      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 32      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206690  44 33      SOCKET WELD                        CVC  Vol        -
R-A    R1.20-2  206692  44 35      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 36      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 37      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 38      SOCKET WELD                        CVC  Vol        -
R-A    R1.20-2  206692  44 39      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 40      SOCKET WELD                        CVC  Vol        -
R-A    R1.20-2  206692  44 41      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 43      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 44      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 45      SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206692  44 46      SW-Valve-Pipe                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206693  44 6        SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206693  44 7        SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206693  44 8        SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206693  44 9        SOCKET WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206702  56 22      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 14      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 15      SOCKET WELD                        SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 16      SOCKET WELD                        SIS Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              51 of 180
 
        .I,, II rgsy                                Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed            Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    R1.20-2  206702  56 17      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 18      SOCKET WELD                    SiS  Vol R-A    R1.20-2  206702  56 19      SOCKET WELD                    SIS  Vol R-A    R1.20-2  206702  56 20      SOCKET WELD                    SIS  Vol R-A    R1.20-2  206702  56 21      SOCKET WELD                    SIS  Vol R-A    R1.20-2  206702  56 23      SOCKET WELD                    SIS  Vol R-A    R1.20-2  206702  56 24      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 24.1    SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 24.2    SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 25      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206702  56 26      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206701  56 49      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206701  56 50      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206701  56 51      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206700  56 91      SOCKET WELD                      SIS Vol R-A    R1.20-2  206713  79 10      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 11      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 12      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 13      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 14      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 15      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 16      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 16A      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 17      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 18      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 19      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 19A      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 1AA      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 20      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 21      CIRC WELD                      CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79 22      CIRC WELD                      CVC  Vol Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            52 of 180
 
      &#xfd;==
1"iiierg'y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R- A Risk Informed              Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling K-A    K1.ZU-Z  zUbi1i  19 Z(      UIKU VVWLU                      UVL; VOl R-A    R1.20-2  206713  79  24      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79  25      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79  2AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79  3AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79  4AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206713  79  5AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  10AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  13      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  14A    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  15      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  16      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  17      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  18      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  19      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  20A    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  21      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  21A    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  21B    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  22A    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  23      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  24      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  6AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  7AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  8AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80  9AA    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206714  80 22      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206723  96  5      CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206921  RGXP-1-2    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206921  RGXP-1-4    CIRC WELD                        CVC  Vol R-A    R1.20-2  206921  RGXP-2-1    CIRC WELD                        CVC  Vol Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                            53 of 180
 
i.n/rg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category R - A Risk Informed                                  Notes (1)(2)(3)
ISI Component Scheduling R-A    IR1.20-2      206921      RGXP-2-2              CIRC WELD                                  CVC      Vol R-A    R1.20-2      206921      RGXP-2-3              CIRC WELD                                  CVC      Vol                  I R-A    R1.20-2      206921      RGXP-2-4              CIRC WELD                                  CVC      Vol R-A    R1.20-2      206921      RGXP-3-1              CIRC WELD                                  CVC      Vol R-A    R1.20-2      206921      RGXP-3-3              CIRC WELD                                  CVC      Vol R-A    R1.20-3      206711      64  33                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206711      64  34                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206715      81  5                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206715      81  6                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206715      81  7                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206715      81  8                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206716      82 6                  SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206716      82  7                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206717      83  6                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206717      83  7                SOCKET WELD                                RCS      Vol R-A    R1.20-3      206718      84  6                SW-Valve-Pipe                              RCS      Vol I
R-A    R1.20-3      206718      84  7                SOCKET WELD                                RCS      Vol Notes:
(1) Risk Informed (R-A) selection contains 61 items from Categories B-F & B-J. Category R-A will be applied for the Fourth Interval.
(2) Relief Request RR-05 "Risk Informed" selected specific locations for examination of B-F & B-J welds. (TAC No. MC0624). Alao use of CC N-578-1 Risk-Informed Requirements for Class 1, 2, and 3 Piping, Method B, Section Xl, Division 1 (3) Certain component items had surface examinations prior to risk ranking. All future exams for Risk Informed components will be volumetric examination unless the degradation mechanism requires surface examination.
(4) According to MRP-1 39 the reactor vessel safe-end DM welds fall in Category D and E for volumetric examination schedule and Category J and Kfor visual examination schedules.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                      54 of 180
 
AS&erg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-K Integral Attachments For Class 1 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Scheduling B-K  B10.10  206918    &#xfd;IWSA    PZR 1W Skirt                  RCS          Sur B-K  B10.20  206669 10A          SW ACH 225                    RHR          Sur B-K  B10.20  206683 16 A        RW PWR 1                      SIS          Sur B-K  B10.20  206684 19A          SW CH 110                    CVS          Sur B-K  B10.20  206684 19 B        SW CH 109                    CVS          Sur B-K  B10.20  206684 19 C        SW CH 100                    CVS          Sur B-K  B10.20  206685 27 A        SW CH 112                    CVS          Sur B-K  B10.20  206702 56 A        RW PWR 1A                      SIS        Sur B-K  B10.20  206708 61 B        SW RCH 71                    RCS          Sur B-K  B10.20  206708 61 C        SW RCH 69                    RCS          Sur B-K  B10.20  206707 61 D        SW RCH 68                    RCS          Sur B-K  B10.20  206707 61 E        SW RCH 67                    RCS          Sur B-K  B10.20  206707 61 F        SW RCH 64                    RCS          Sur B-K  B10.20  206709 62 A        SW RCH 70                    RCS          Sur B-K  B10.20  206710 63A          RW PWR 121                    RCS          Sur B-K  B10.20  206710 63 B        RW PWR 120                    RCS          Sur B-K  B10.20  206713 79A          SW CH 118                    CVC          Sur B-K  B10.20  206713 79 B        SW CH 119                    CVC          Sur B-K  B10.20  206713 79 C        SW CH 128                    CVC          Sur B-K  B10.20  206714 80 A        SW CH 133                    CVC          Sur B-K  B10.20  206714 80 B        SW CH 134                    CVC          Sur B-K  B10.20  206723 96 A        HW CH 135                    CVC          Sur B-K  B10.20  206901 350 A        RW PWR 4                      SIS        Sur                  S B-K  B10.20  206903 351 A        HW SIH 216                    SIS        Sur B-K  B10.20  206904 352 A        RW PWR 4                      SIS        Sur B-K  B10.20  206904 352 B        HW SIH 168                    SIS          Sur B-K  B10.20  206905 353 A        RW PWR 4                      SIS          Sur B-K  B10.20  206905 353 B        RW PWR 146A                  SIS          Sur B-K  B10.20  206905 353 B1      RW SIH 205                    SIS          Sur B-K  B10.20  206908 358 B        SW SIH 213                    SIS          Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              55 of 180
 
I:ulc'rgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-K Integral Attachments For Class 1 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Scheduling B-K    B10.30  206923 RCP 21 A    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur              S B-K    B10.30  206923 RCP 21 B    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur              S B-K    B10.30  206923 RCP 21 C    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur              S B-K    B10.30  206923 RCP 22 A    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    B10.30  206923 RCP 22 B    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    B10.30  206923 RCP 22 C    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    810.30  206923 RCP 23 A    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    810.30  206923 RCP 23 B    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    B10.30  206923 RCP 23 C    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    B10.30  206923 RCP 24 A    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    B10.30  206923 RCP 24 B    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur B-K    B10.30  206923 RCP 24 C    Integrally Welded Attachment        RCS        Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                    56 of 180
 
        -Ej:j  !r'11gy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-L-1 Pressure Retaining Welds In Pump Casings ISI Component Scheduling B-L-1    B12.10  206923  UHCP21 1  UIRU WLL;U                      KS              VIS B-L-1    B12.10  206923  RCPC 21 2  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 21 3  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 22 1  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 22 2  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 22 3  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 23 1  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 23 2  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 23 3  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 24 1  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 24 2  CIRC WELD                      RCS              Vis B-L-1    B12.10  206923  RCPC 24 3  CIRC WELD                      RCS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            .57 of 180
 
Ak Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-L-2 Pump Casing                                  Notes (1)(2)
ISI Component Scheduling B-L-2 1 B12.20        206923    RCP21(i)INT            Pump Casing Internal Surface              RCS                      Vis                    t B-L-2 B12.20          206923    RCP22(i)INT            Pump Casing Internal Surface              RCS                      Vis                    t B-L-2 B12.20          206923    RCP23(i)INT            Pump Casing Internal Surface              RCS                      Vis t
B-L-2 B12.20          206923    RCP24(i)INT            Pump Casing Internal Surface              RCS                      Vis t
Notes:
(1) Examinations are limited to at least one pump in each group of pumps performing limited functions in the system.
(2) Examination is required only when pump is disassembled for maintenance, repair, or volumetric examination. Examination of the internal pressure boundary shall be performed to the extent practicable. Examination is required once during the inspection interval.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                      58 of 180
 
IEidurgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-M-2 Valve Bodies Note(1)
IS1 Component Scheduling L5-M-2  UI12.bU      ZUbbb9        1u  /'U                valve internal surface              KHKlI                      vis t
B-M-2    B12.50      206669      10 731                  Valve internal surface              RHR                        Vis It B-M-2    B12.50A      206901      350 895D                Valve internal surface                SIS                      Vis t
B-M-2    B12.50A      206901      350 897D                Valve internal surface                SIS                      Vis t
B-M-2    B12.50A      206903      351 895A                Valve internal surface                SIS                      Vis t
B-M-2    B12.50A      206903      351 897A                Valve internal surface                SIS                      Vis B-M-2    B12.50A      206904      352 895B                Valve internal surface                SIS                      Vis            It I
B-M-2    B12.50A      206904      352 897B                Valve internal surface                SIS                      Vis            t B-M-2    B12.50A      206905      353 895C                Valve internal surface                SIS                      Vis            t B-M-2    B12.50A      206905      353 897C                Valve internal surface                SIS                      Vis B-M-2    B12.50B      206906      355 838A                Valve internal surface                SIS                      Vis B-M-2    B12.50B      206907      356 838B                Valve internal surface                SIS                      Vis B-M-2    B12.50B      206908      358 838C                Valve internal surface                SIS                      Vis B-M-2    B12.50B      206910      361 838D                Valve internal surface                SIS                      Vis B-M-2  B12.50C      206731      342 PCV 464            Valve internal surface              RCS                        Vis B-M-2  B12.50C      206732      343 PCV 466            Valve internal surface              RCS                        Vis  I B-M-2  B12.50C      206733      344 PCV 468            Valve internal surface              RCS                        Vis Notes:
(1) Examination of valves is required only when disassembled for maintenance, repair, or volumetric examination as per IWB-2500-1.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                    59 of 180
 
          , L.n/ergy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-N-I, Interior of Reactor Vessel B-N-2, Integrally Attachments Beyond Beltline Region of Reactor Vessel B-N-3, Removable Core Support Structure ISI Component Scheduling B-N-1    B13.10      206913          RVVINT        Reactor Vessel Interior                  RCS      Vis      Note 1 B-N-2    B13.60      206913            RVATT        Reactor Vessel Interior Attachments      RCS      Vis      Exam Deferrable Beyond Beltline Region B-N-3    B13.70      206913          RVLINT        Removable Core Support Structure        RCS      Vis      Exam Deferrable Reactor Vessel Lower Internals B-N-3    B13.70      206913          RVUINT        Removable Core Support Structure        RCS      Vis      Exam Deferrable Reactor Vessel Upper Internals Note:
(1) B-N-1 exam will be performed during the Ten-Year ISI exam.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                      60 of 180
 
Erde(rgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-O Pressure Retaining Welds in RV CRD Housing                          (Note 1)
IS Component Scheduling B-O        104                          5            CRD"          r I
RUS
                                                                                                  -I-
                                                                                                        - iI Sur I B-0    B14.10      206913        ZDPA 7            CRD HOUSING CW                        RCS      -  1 Sur B-0 I B14.10        206913    ICRDPA 9              CRD HOUSING CW                        RCS    -  I Sur  I -
B-0    B14.10      206913      CRDPA 11              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPB 4              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPB 12              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-O    B14.10      206913      CRDPC 3              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPC 13              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPD 2              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPD 14              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPE 1              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-O    B14.10      206913      CRDPE 15              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-O    B14.10      206913      CRDPG 1              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPG 15              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPJ 1              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPJ 15              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-O    B14.10      206913      CRDPL 1              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPL 15              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPM 2              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPM 14              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPN 3              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPN 13              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPP 4              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPP 12              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPR 5              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPR 7              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPR 9              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur B-0    B14.10      206913      CRDPR 11              CRD HOUSING CW                        RCS          Sur Note:
(1) Required inspections include 10% of peripheral CRD housings or 3 comoponents.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                  61 of 180
 
      '-=i-du.,'gy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category B-P All Pressure Retaining Components                Note(l)
ISI Component Scheduling B-P      B15.10      Various    IRCPC 21 1 Note:
(1) System Leakage Test.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                62 of 180
 
ASk ef "'y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-A Pressure Retaining Welds in Vessels ISI Component Schedule ASME      ASMIL CAT    IT E M C-A    C1.10        zuOV1V INAZ-            KgI-I( UVV rLU-*r1ILL                rIr1"1 I  Vol C-A    C1.10        206919  RHXC 22-1      RHR CW FLG-SHELL                      RHR        Vol C-A    C1.10        206914  SGC 21R- 3    SG CW - UPPER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206914  SGC 21R- 4    SG CW - LOWER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206914  SGC 21R- 6    SG CW Shell-to-Shell                  BFD        Vol C-A    C1.10        206915  SGC 22R- 3    SG CW - UPPER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206915  SGC 22R- 4    SG CW - LOWER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206915  SGC 22R- 6    SG CW Shell-to-Shell                  BFD        Vol C-A    C1.10        206916  SGC 23R- 3    SG CW - UPPER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206916  SGC 23R- 4    SG CW - LOWER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206916  SGC 23R- 6    SG CW SHELL-to-SHELL                  BFD        Vol C-A    C1.10        206917  SGC 24R- 3    SG CW - UPPER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206917  SGC 24R- 4    SG CW - LOWER GIRTH                    BFD        Vol C-A    C1.10        206917  SGC 24R- 6    SG CW - Shell-to-Shell                BFD        Vol C-A    C1.20        206919  RHXC 21-2      RHR CW HD-SHELL                      RHR        Vol C-A    C1.20        206919  RHXC 22-2      RHR CW HD-SHELL                      RHR        Vol C-A    C1.20        206914  SGC 21R- 1    SG CW HD-SHELL                        BFD        Vol C-A    C1.20        206915  SGC 22R- 1    SG CW HD-SHELL                        BFD        Vol C-A    C1.20        206916  SGC 23R- I    SG CW HD-SHELL                        BFD        Vol C-A    C1.20        206917  SGC 24R- 1    SG CW HD-SHELL                        BFD        Vol C-A    C1.30        206914  SGC 21 R- 7    SG CW TS-SHELL                        BFD        Vol C-A    C1.30        206915  SGC 22R- 7    SG CW TS-SHELL                        BFD        Vol C-A    C1.30        206916  SGC 23R- 7    SG CW TS-SHELL                        BFD        Vol C-A I  C1.30    1  206917  ISGC 24R- 7      SG CW TS-SHELL                        BFD    I Vol
  -    U -          I -        U              U                                  I -        I -    U - U -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                            63 of 180
 
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-B Pressure Retaining Nozzle Welds in Vessels ISi Component Schedule I' 1 0131N C Ifl~          1 IVkJ NLJC.      _UJ          I    r      I  &#xfd;V. Sur 1      -
C-B    C2.21        206914    SGN 21R- 2              FW NOZ-SHELL WELD                RCS      Vol      Sur C-B    C2.21        206915    SGN 22R- 1              MS NOZ-SHELL WELD                RCS      Vol      Sur C-B    C2.21        206915    SGN 22R- 2              FW NOZ-SHELL WELD                RCS      Vol      Sur C-B    C2.21        206916    SGN 23R- 1              MS NOZ-SHELL WELD                RCS      Vol      Sur C-B    C2.21        206916    SGN 23R- 2              FW NOZ-SHELL WELD                RCS      Vol      Sur C-B    C2.21        206917    SGN 24R- 1              MS NOZ-SHELL WELD                RCS      Vol      Sur C-B    C2.21        206917    SGN 24R- 2              FW NOZ-SHELL WELD                RCS      Vol      Sur C-B    C2.22        206914    SGN 21R- 2R              FW INNER RAD NOZ                  RCS      Vol        -
C-B    C2.22        206915    SGN 22R- 2R              FW INNER RAD NOZ                  RCS      Vol        -
C-B    C2.22        206916    SGN 23R- 2R              FW INNER RAD NOZ                  RCS      Vol        -
I C-B    C2.22        206917    SGN 24R- 2R              FW INNER RAD NOZ                  RCS      Vol        -
C-B    C2.31        206919    RHXN 21-1A              NOZ-PLATE                        RHR                Sur C-B    C2.31        206919    RHXN 21-1B              PLATE-SHELL                      RHR                Sur C-B    C2.31        206919    RHXN 21-2A              NOZ-PLATE                        RHR                Sur C-B    C2.31        206919    RHXN 21-2B              PLATE-SHELL                      RHR                Sur C-B    C2.31        206919    RHXN 22-1A              NOZ-PLATE                        RHR                Sur C-B    C2.31        206919    RHXN 22-1B              PLATE-SHELL                      RHR                Sur C-B    C2.31        206919    RHXN 22-2A              NOZ-PLATE                        RHR                Sur C-B    C2.31        206919    RHXN 22-2B              PLATE-SHELL                        RHR                Sur C-B    02.33      206919    RHXN 21-1                NOZ-SHELL                        RHR                          Vis                  t                VT-2 During Leakage Test C-B    C2.33        206919    RHXN 21-2              NOZ-SHELL                          RHR                          Vis  I                t                VT-2 During Leakage Test C-B    C2.33        206919    RHXN 22-1              NOZ-SHELL                          RHR                          Vis                  t                VT-2 During Leakage Test C-B    0C233 C.3          206919 261      RHXN RHN2-  22-2            NOZ-SHELL NO-HL                              RHR
                                                                                              -H                          Vis                  t                VT-2 During Leakage Test Note
: 1) Entergy may elect to utilize conditionally acceptable ASME Code Case N-552 Alternative Methods - Qualification for Nozzle Inside Radius Section from the Outside Surface, Section Xl, Division 1 Section 4-Table4-ISI-Schedule Rev0.xls                                                    64 of 180
 
Lu/ur~,'y                                          Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule u,.1u G-u      20Ub91i I-HHX 1 1VWA ivy - I-KHI-K Heat txcnanger          ---        our    -
C-C  C3.10    206919  RHX 21 ISWB  1W - RHR Heat Exchanger            RHR        Sur    -
C-C  C3.10    206919  RHX 22 ISWA  1W - RHR Heat Exchanger            RHR        Sur    -
C-C  C3.10    206919  RHX 22 ISWB  1W - RHR Heat Exchanger            RHR        Sur    -
C-C  C3.20    206655  1A          1W PR 6                            MS          Sur    -
C-C  C3.20    206655  1B          1W PR 7                            MS          Sur    -
C-C  C3.20    206655  1C          1W HMS 17                          MS        Sur    -
C-C  C3.20    206655  1D          1W PR 10                            MS        Sur    -
C-C  C3.20    206655  1E          1W PR 11                            MS        Sur    -
C-C  C3.20    206655  1F          1W HMS 2                            MS        Sur    -
C-C  C3.20    206655  1G          1W HMS 16                          MS        Sur    -
C-C  C3.20    206655  1H          1W HMS 15                          MS        Sur    -
C-C  C3.20    206655  1I          1W PR 5                            MS        Sur    -          S C-C  C3.20    206655  1J          1W HMS 14                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206655  1K          1W PR 4                            MS        Sur    -
C-C    C3.20  206655  1L          1W HMS 13                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206655  1M          1W HMS 6                            MS        Sur    -
C-C    C3.20  206655  1N          1W RESTRAINT                        MS        Sur    -
C-C    C3.20  206655  10          1W PEN A                            MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  1P          1W PEN A                            MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  10          1W MSR 22                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  1R          1W MSR 28                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  1          11W MSR 7                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  1T          1W MSR 8                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  1U          1W MSR 18                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  1V          1W MSR 30                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206656  1W          1W MSR 12                          MS        Sur    -
C-C    C3.20  206657  2A            1W PR 8                            MS        Sur    -
0-C    03.20  206657  2 B          IW PR 9                            MS        Sur C-C    C3.20  206657  2 C          1W HMS 1                            MS        Sur C-C    C3.20  206657  2 E          1W HMS 15                          MS        Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                        65 of 180
 
kL'Idergy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule C-C  C3.20  206657 2 F          IW PR 5                      MS          Sur C-C  C3.20  206657 2 G          1W HMS 14                    MS          Sur C-C  C3.20  206657 2 H          1W PR 4                      MS          Sur C-C  C3.20  206657 2 I          IW HMS 13                    MS          Sur C-C  C3.20  206657 2 J          IW HMS 5                    MS          Sur C-C  C3.20  206657 2 K          IW RESTRAINT                MS          Sur C-C  C3.20  206657 2 L          1W PEN B                    MS          Sur C-C  C3.20  206658 2 M          IW PEN B                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 N          1W MSR 21                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 20          1W MSR 27                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 P          1W MSR 362                  MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 Q          IW MSR 16                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 R          1W MSR 24                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2S          1W MSR 13                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 T          1W MSR 3                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 U          IW MSR 4                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 V          IW MSR 17                    MS          Sur C-C    C3.20  206658 2 W          IW MSR 29                    MS          Sur 0-C    C3.20  206658 2X          IW MSR 11                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3A          IW PR 12                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 B          IW PR 13                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3C          IW HMS 18                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 D        IW PR 17                      MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 E        IW PR 16                      MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 F        IW HMS 3                      MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 G        1W HMS 12                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 H        1W PR 1                      MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 I        1W HMS 11                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3J          IW PR 2                      MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 K        1IW HMS 10                    MS          Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              66 of 180
 
Lhnhefgy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule C-C    C3.20  206659 3 L          1W PR  3                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 M          IW HMS 9                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 N          1W HMS 8                    MS          Sur C-C    C3.20  206659 300          1W RESTRAINT                MS          Sur C-C    C3.20  206659 3 P          IW PEN C                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3Q          1W PEN C                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3 R          IW MSR 20                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3S          IW MSR 26                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3T          IW MS 372                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3 U          IW MSR 15                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3V          1W MSR 23                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3W          IW MSR 14                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3X          IW MSR 2                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3Y          1W MSR 1                    MS          Sur C-C    C3.20  206660 3Z          1W MSR 9                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4A          IW PR 14                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4 B          1W PR 15                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4C          1W HMS 4                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4 D          1W HMS 19                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4 E          IW HMS 12                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4F          IW PR  1                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4G          IW HMS 11                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4H          IW PR 2                      MS          Sur C-C    C3.20  206661 4 I          IW HMS 10                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4J          IW PR  3                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4K          IW HMS 9                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4L          IW HMS 7                    MS          Sur C-C    C3.20  206661 4M          IW RESTRAINT                MS          Sur C-C    C3.20  206661 4N          IW PEN D                    MS          Sur C-C    C3.20  206662 40          IW PEN D                      MS          Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              67 of 180
 
Lii~rg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule U-C            206U2  14 P        1W MSX 19                    MS          Sur        ii C-C    C3.20  206662  4Q        IW MSR 25                    MS          Sur C-C    C3.20  206662  4R        IW MSR 6                    MS          Sur  -
C-C    C3.20  206662  4S        IW MSR 5                    MS          Sur  -
C-C    C3.20  206663  5A        IW BFDR19                    BFD          Sur                  S C-C    03.20  206663  5B        IW HBF 2                    BFD          Sur C-C    C3.20  206663  5D        IW HBF 19                    BFD          Sur C-C    03.20  206663  5E        IW PR 5                      BFD          Sur 0-C    C3.20  206663  5F        IW HBF 18                    BED          Sur C-C    03.20  206663  5G        IW PR 4                      BFD          Sur C-C    C3.20  206663  5H        IW HBF 17                    BFD          Sur C-C    C3.20  206663  51        IW HBF 9                    BFD          Sur  -
C-C    03.20  206663  5J        IW RESTRAINT                BED          Sur  -
C-C    03.20  206663  5K        IW PEN F                    BFD          Sur  -  I C-C    C3.20  206663  5L        IW PEN F                    BFD      -  Sur  -
C-C    03.20  206663  5M        IW BFDR 2                    BFD      -  Sur C-C    C3.20  206663  5 MO      IW BFDR 8                    BFD          Sur S
C-C    C3.20  206663  5N        IW BFD 45                    BFD      -  Sur C-C    C3.20  206664  6A        IW HBF 1                    BFD      -  Sur        ;il C-C    C3.20  206664  6C        IW HBF 19                    BFD      -  Sur C-C    C3.20  206664  6D        IW PR 5                      BFD      -  Sur  -
C-C    C3.20  206664  6E        IW HBF 18                    BFD      -  Sur  -
C-C    C3.20  206664  6 F        1W PR 4                      BFD      -  Sur C-C    C3.20  206664  6 G        1W HBF 17                    BFD      -  Sur 0-0    03.20  206664  6H        1W HBF 10                    BFD        - Sur C-C    C3.20  206664  6I        IW FRAME Z                  BFD        - Sur C-C    C3.20  206664  6J        IW PEN E                    BFD        - Sur C-C    C3.20  206664  6K        IW PEN E                    BFD        - Sur 0-0    03.20  206664  6L        IW BFDR 1                    BED          Sur C-C    C3.20  206664  6M        IW BFDR 7                    BFD          Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              68 of 180
 
ASk 2=m_ L"111mgy M===n Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule C-C      C3.20 206664 6 N        1W BFDR 5                    BFD          Sur C-C      C3.20 206664 60          1W BFD 46                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7A          1W PR 18                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 B        1W HBF 3                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 C        1W  51                      BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 D        1W PR  1                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 E        1W HBF 14                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 F        IW PR 2                      BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 G        1W HBF 15                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 H        1W PR 3                      BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 I        1W HBF 16                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7J          1W HBF 11                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 K        1W FRAME Z                  BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 L        1W PEN H                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 M        1W PEN H                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 N        1W BFDR 4                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 70          1W BFDR10                    BFD          Sur      I C-C      C3.20 206665 7 P        1W BFDR 6                    BFD          Sur C-C      C3.20 206665 7 Q        1W BFD 43                    BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8A          1W HBF 4                    BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8C          1W HBF 13                    BFD          Sur      I C-C      C3.20 206666 8 D        1W PR 1                      BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 E        1W HBF 14                    BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 F        1W R 2                      BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 G        1W HBF 15                    BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 H        IW PR 3                      BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 I        1W HBF 16                    BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 J        1W HBF 12                    BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 J1        1W FRAME Z                  BFD          Sur C-C      C3.20 206666 8 K        1W PEN G                    BFD          Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              69 of 180
 
IAidf Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule C-C  C3.20  206666 8 L        1W PEN G                    BID          Sur C-C  C3.20  206666 8 M        1W BFDR 3                    BFD          Sur C-C  C3.20  206666 8 N        1W BFDR 9                    BFD          Sur C-C  C3.20  206666 80          1W BFD 44                    BFD          Sur C-C    C3.20  206668 9A          SW ACH 324                  ACS          Sur C-C  C3.20  206668 9 B        SW ACH 322                  ACS          Sur C-C  C3.20  206668 9 C        SW ACH 323                  ACS          Sur                  S C-C  C3.20  206668 9 D        SW ACH 219                  ACS          Sur C-C  C3.20  206668 9E          SW ACH 218                  ACS          Sur C-C  C3.20  206668 9 F        SW ACH 217                  ACS          Sur C-C  C3.20  206668 9 G        SW ACH 216                  ACS          Sur C-C  C3.20  206668 9 H        SW ACH 215                  ACS        - Sur C-C  C3.20  206668 9 I        1W PEN J                    ACS        - Sur C-C  C3.20  206668 9J          1W PEN J                    ACS        - Sur C-C  C3.20  206667 9 K        SW  ACH 106                ACS        - Sur C-C  C3.20  206667 9 L        RW  SR  59                  ACS        - Sur C-C  C3.20  206667 9 M        SW  ACH 105B                ACS        - Sur C-C  C3.20  206667 9 N        RW  SR  58                  ACS        - Sur C-C    C3.20  206667 90          HW  ACH 105                ACS        - Sur                  S C-C    C3.20  206667 9 P        HW  ACH 104                ACS        - Sur C-C    C3.20  206667 9Q          SW  ACH 69A                ACS        - Sur C-C    C3.20  206667 9 R        RW  SR  55                  ACS        - Sur C-C    C3.20  206667 9S          RW  SR  53                  ACS        - Sur C-C    C3.20  206667 9 U        RW  SR  53                  ACS        - Sur C-C    C3.20  206667 9V          SW  ACH 65                  ACS        - Sur C-C    C3.20  206669  10 B      1W PEN K                    RHR        - Sur      I C-C    C3.20  206670  10 C      1W PEN K                    RHR        - Sur C-C    C3.20  206670  10 D      SW ACH 101                  RHR        - Sur C-C    C3.20  206670  10 E      RW SR    60                  RHR        - Sur C-C    C3.20  206670  10 F      RW SR    61                  RHR        - Sur Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                              70 of 180
 
L'Idefgy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule C-C    C3.20  206670 10 G        HW ACH 102                  RHR          Sur C-C    C3.20  206670 10 H        HW ACH 103                  RHR          Sur C-C    C3.20  206670 10 I        HW ACH 71                    RHR          Sur C-C    C3.20  206670 10J        RW R 65                      RHR          Sur C-C    C3.20  206670 10 K        SW ACH    73                RHR          Sur C-C    C3.20  206670 10 L        SW ACH 73A                  RHR          Sur C-C    C3.20  206677 15A        RW SR      1                SIS          Sur C-C    C3.20  206677 15 B        HW SR    4                  SIS          Sur C-C    C3.20  206677 15 C        HW SR 8B                    SIS          Sur C-C    C3.20  206678 15 D        SW SIH 105                  SIS          Sur C-C    C3.20  206682 16 B        IW SIH 166                  HIS          Sur C-C    C3.20  206682 16 C        IW SIH 165                  HIS          Sur C-C    C3.20  206682 16 D        1W PEN Q                    HIS          Sur C-C    C3.20  206681 16 E        1W PEN Q                    HIS          Sur C-C    C3.20  206681 16 F        1W SIH 116                  HIS          Sur C-C    C3.20  206681 16 H        1W SIH 114                  HIS          Sur C-C    C3.20  206681 16 I        1W SR 89                    HIS          Sur C-C    C3.20  206694 51 B        HW SR 17                    SIS          Sur C-C    C3.20  206694 51 C        HW SR 20                    SIS          Sur C-C    C3.20  206695 51 G        SW SIH 101                  SIS          Sur C-C    C3.20  206911 518 A      SW SIH 73                    SIS          Sur C-C    C3.20  206699 56 B        1W SIH 161                  HIS          Sur C-C    C3.20  206699 56 C        IW SIH 159                  HIS          Sur C-C    C3.20  206699 56 D        IW SIH 158                  HIS          Sur C-C    C3.20  206699 56 E        IW PEN NN                    HIS          Sur C-C    C3.20  206698 56 F        IW PEN NN                    HIS          Sur C-C    C3.20  206698 56 G        IW SIH 112A                  HIS          Sur C-C    C3.20  206698 561        IWSIH 111                    HIS          Sur C-C    C3.20  206698 56 J        IW SIH 110                  HIS          Sur C-C    C3.20  206698 56 L        IW SIH 49                    HIS          Sur Section 4-Table4-iSI-Schedule RevO.xls                              71 of 180
 
L12.'J('igy                                Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule C-C    C3.20    206700 56 M      IW 56 SR 6                  HIS      -  Sur C-C    C3.20    206703 57 A      RW                          SIS        - Sur C-C    C3.20    206703 57 B      SW SIH 123                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206703 57 C      SW SIH 58A                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206703 57 D      HW SIH 58                    SIS        - Sur C-C    C3.20    206704 60 B      SW SIH 153                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206704 60 C      IW PEN QQ                    SIS        - Sur C-C    C3.20    206705 60 D      IW PEN QQ                    SIS        - Sur C-C    C3.20    206705 60 E      SW SIH 119                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206705 60 F      SW SIH 120                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206705 60 G      HW SIH 122                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206705 60 H      HW SIH 34                    SIS        - Sur C-C    C3.20    206706 601        SW SIH 37                    SIS        - Sur C-C    C3.20    206719 93 A      HW SIH 223                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206726 181 A      SW SIH 257                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206726 181 B      SW SIH 255                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206726 181 C      SW SIH 253                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206726 181 D      SW SIH 251                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206726 181 E      SW SIH  1                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206730 293 A      IW SIH 226                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206907 356 A      SW SIH 177                  SIS        - Sur                  S C-C    C3.20    206907 356 B      SW SIH 175                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206907 356 C      SW SIH 174                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206908 358 A      SW SIH 214                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206909 361 A      SW RCH 329                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206909 361 B      SW SIH 222                  SIS        - Sur                  S C-C    C3.20    206909 361 C      RW SIH 188                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206909 361 D      RW SIH 189                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206910 361 E      SW SIH 190                  SIS        - Sur C-C    C3.20    206910 361 F      SW SIH 192                  SIS          Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              72 of 180
 
Iucrgy                                Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-C Integral Attachments for Vessels, Piping, Pumps, & Valves ISI Component Schedule Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                          73 of 180
 
Ii~vf;y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping (Note1)
ISI Component Schedule C-F-1    U5.11  206668  9  9        PIPE TO REDUCER WELD          AU5  Vol  Sur C-F-    05.11 C      206668  9  9.1      TEE TP PIPE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9  18        PIPE TO REDUCER WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9  18.1      TEE TO PIPE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9  19        PIPE TO TEE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9  20        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9  21        ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 22        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 23        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 24        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 25        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 25.1      CIRC ELBOW TO PIPE            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 26        PIPE TO ELBOW                ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 26.1      PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 27        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 28        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 29        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 30        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 31        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 32        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 33        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 34        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 35        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 35A        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 36        ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 37        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 38        ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 39        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 40        ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 41        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206668  9 41A        FLANGE TO PIPE WELD          ACS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            74 of 180
 
Alk Enlwgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.11    206668  9 41B        VALVE TO FLANGE WELD          AGS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206668  9 41C        FLANGE TO VALVE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206668  9 41D        PIPE TO FLANGE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206668  9 42          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206668  9 43          VALVE TO ELBOW WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206668  9 44          PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206668  9 45          PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11  206668  9 46          PENE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 47          PIPE TO PENE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 48          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 49          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 50          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 51          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 52          VALVE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 53          PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 54          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 54.1        ELBOW TO ELBOW WELD          ACS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11  206667  9 55          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 56          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 57          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 58          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 59          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 60          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 61          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 62          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 63          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 64          TEE TO PIPE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 65          PIPE TO TEE WELD              ACS  Vol  Sur      I" C-F-1    C5.11  206667  9 66          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206667  9 67          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            75 of 180
 
Lu /c'rf&#xb6;gy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.11      206667 9 68        TEE TO PIPE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206667 9 69        TEE TO TEE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206667 9 70        TEE TO CAP WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206669 10 20        VALVE TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206669 10 21        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206669 10 22        PIPE TO PENETRATION WELD      RHR  Vol  Sur              S C-F-1  C5.11      206670 10 23        PENETRATION TO PIPE WELD      RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 24        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 25        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 26        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 27        PIPE TO VALVE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 28        VALVE TO ELBOW WELD          RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 29        ELBOW TO ELBOW WELD          RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 30        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 31        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 32        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670 10 33        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 34        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 35        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 36        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 37        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 38        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 39        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 40        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 41        PIPE TO TEE WELD              RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 42        TEE TO PIPE WELD              RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 43        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 44        ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 45        PIPE TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11      206670 10 46        PIPE TO TEE WELD              RHR  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            76 of 180
 
Eluii'ry Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1    C5.11    206670  10 47        TEE TO PIPE WELD              RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670  10 48        TEE TO PIPE WELD              RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10 49        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10  50      TEE TO REDUCER WELD          RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10  51      TEE TO REDUCER WELD          RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10  57      REDUCER TO ELBOW WELD        RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10  58      PIPE TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10  59      PIPE TO NOZZLE WELD          RHR  Vol  Sur C-F-i    C5.11    206670  10 60        TEE TO TEE WELD              RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10 61        TEE TO CAP WELD              RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670  10 62        TEE TO REDUCER WELD          RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670  10 68        REDUCER TO ELBOW WELD        RHR  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206670  10 69        PIPE TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206670  10  70      PIPE TO NOZZLE WELD          RHR  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 137      PIPE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 139.1    PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 140      ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 141      PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206682  16 142      ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206682  16 143      PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206682  16 144      ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 145      PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206682  16 146      ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 147      PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.1 1  206682  16 148      ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206682  16 149      PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 150      ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206682  16 151      PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206682  16 152      PENETRATION TO PIPE WELD      HIS  Vol  Sur    -
C-F-1    C5.11    206681  16 153      PIPE TO PENETRATION WELD      HIS  Vol  Sur    -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            77 of 180
 
I:J1!L'f~y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Note1/
ISI Component Schedule
            =I C-F-1I  C5.11    206681 16 154        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 155        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 156        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 157        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur  -
C-F-1    C5.11    206681 16 158        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 159        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 160        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 161        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 162        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 163        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 164        PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 165        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 166        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 167        PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 168        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 169        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 170        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 171        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 172        TEE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206681 16 173        REDUCER TO TEE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 46        PIPE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 135        PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 136        PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 137        PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 138        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 139        ELBOW TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 140        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 141        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 142        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206699 56 143        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            78 of 180
 
Ask~i~
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.11    206699  56 144        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206699  56 145        PENETRATION TO PIPE WELD      HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206698  56 146        PIPE TO PENETRATION WELD      HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206698  56 147        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206698  56 148        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206698  56 149        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11    206698  56 150        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 151        ELBOW TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 152        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 153        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 154        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 155        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 156        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 157        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 158        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 159        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 160        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-    05.11 C      206698  56 161        TEE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206698  56 162        REDUCER TO TEE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206703  57  7        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206703  57  8        PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206703  57  9        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206703  57 10        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206703  57 11        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206703  57  12        PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206724  155 3        ELBOW TO REDUCER WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206724  155 4        VALVE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206724  155 5        REDUCER TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 39        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 40        PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule Rev0.xls                            79 of 180
 
        !:il (fk Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1    C5.11  206725  155 41      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 42      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 43      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 44      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 45      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 46      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 47      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 48      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 49      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 50      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 51      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 52      VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 53      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 54      VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 55      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 56      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206725  155 57      PIPE TO REDUCER WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206730  293    1      FLANGE TO REDUCER WELD        SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206730  293  7      FLANGE TO REDUCER WELD        SIS  Vol  Sur      Ii C-F-1    C5.11  206906  355  3      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206906  355  4      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206906  355  5      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206906  355  5A      FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206906  355  6      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206906  355  6A      PIPE TO FLANGE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206906  355  7      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206906  355  8      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11  206907  356    1      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206907  356  2      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11  206907  356  3      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            80 of 180
 
L"IIIwgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-I Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Note1/
ISI Component Schedule C-F-1    C5.11    206907  356  4      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356  5      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356  6      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356  7      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356  8      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356  9      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 10      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 11      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 12      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 13      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 13A      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 14      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 15      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 16      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 17      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 18      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 19      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 19A      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 20      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 20A      PIPE TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 20B      FLANGE TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 21      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 22      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 23      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 24      ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 25      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 26      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 27      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 28      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206907  356 29      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule Rev0.xls                            81 of 180
 
r__IEfnlegy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1    C5.11    206908  358  1      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206908  358  2      PIPE TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206908  358  3      FLANGE TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206908  358  4      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206908  358  5      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206908  358  6      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206908  358  7      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206908  358  8      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 13      VALVE TO REDUCER WELD        SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 14      REDUCER TO TEE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 18      VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 19      PIPE TO REDUCER WELD          SIS  Vol  Sur      I C-F-1    C5.11    206909  361 20      REDUCER TO TEE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 21      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 22      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 22A      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 23      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206909  361 24      PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206909  361 25      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206909  361 26      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206909  361 27      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 28      PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 29      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 30      PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 31      TEE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 32      TEE TO CAP WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 33      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909  361 34      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206909  361 35      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur              S C-F-1    C5.11    206909  361 37      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur              S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            82 of 180
 
L"I IIVfA'Y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-I Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule ASMEASMEDWG No.        ~>COMP ID CAT    ITEM C-F-1    C5.11    206909 361  38      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909 361  39      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909 361  40      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909 361  41      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909 361  42      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909 361  43      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206909 361  44      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  45      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  46      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  47      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  48      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  49      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  49A    PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  50      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  51      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  52      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  53      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  53A    PIPE TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361 53B      FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  53C    PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  54      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  55      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  56      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  57      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  58      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  59      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11    206910 361  60      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206668 9  1        TEE TO NOZZLE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206668 9  2        VALVE TO TEE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206668 9  3        ELBOW TO VALVE WELD          ACS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              83 of 180
 
        /:'Ii/ury Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-I Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.11 N  206668  9  4        VALVE TO ELBOW WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206668  9  5        PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206668  9  6        ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206668  9  7        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  8        REDUCER TO PIPE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  10        PIPE TO NOZZLE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  11        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  12        VALVE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  13        ELBOW TO VALVE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  14        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  15        ELBOWTO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  16        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206668  9  17        REDUCER TO PIPE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 71          PIPE TO TEE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 71.1        PIPETO PIPE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 72          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 73          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11 N 206667  9 74          VALVE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.1 IN 206667  9 75          PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.1IN  206667  9 76          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 77          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 78          VALVE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11 N 206667  9 79          PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 80          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 81          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 81.1        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 82          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 83        PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 84        NOZZLE TO PIPE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N  206667  9 85        PIPE TO TEE WELD              ACS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            84 of 180
 
Alk L"111wgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1I  C5.11N  206667  9  86        ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206667  9  87        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur  -
C-F-1  C5.11N  206667  9  88        VALVE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206667  9  89        PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206667  9  90        ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur  -
C-F-1  C5.11N  206667  9  91        PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206667  9  92        VALVE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206667  9 93          PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11N  206667  9 94          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206667  9 95          PIPE TO ELBOW WELD            ACS  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11N  206667  9 96          ELBOW TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11N  206667  9 97          PIPE TO PIPE WELD            ACS  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11N  206667  9 98          NOZZLE TO PIPE WELD          ACS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10  52        REDUCER TO PIPE WELD          RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10  53        PIPE TO VALVE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10  54        VALVE TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11N  206670  10  55        PIPE TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11N  206670  10  55.1      ELBOW TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10  56        PIPE TO REDUCER WELD          RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10 63        REDUCER TO PIPE WELD          RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10 64        PIPE TO VALVE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10 65        VALVE TO PIPE WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10 66        PIPE TO ELBOW WELD            RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206670  10 67        ELBOW TO REDUCER WELD        RHR  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15    1      FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15  2        PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11N  206677  15    3      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15  4        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.11 N  206677  15    5      ELBOW TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-i  C5.11N  206677  15  6        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule Rev0.xls                            85 of 180
 
I:,lk
            ~ t Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1I  C5.1IN  206677  15  7        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206677  15  8        ELBOW TO TEE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15  9        TEE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 10        ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 11        ELBOW TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 12        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 13        PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 14        TEE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 15        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 16        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 17        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 18        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 19        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 20        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 21        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 22        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 23        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 24        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 25        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1 1N  206677  15 26        ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 27        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 28        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 29        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 30        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206677  15 31        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 32        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 33        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-i  C5.11N  206678  15 35        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-i  C5.11N  206678  15 36        ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur C-F-i  C5.11N  206678  15 37        ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            86 of 180
 
Alk M__  E/ Ilwgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-I Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Noteli ISI Component Schedule C-F-1  C5.1 1N  206678  15 38        ELBOW TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 38A        ELBOW TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206678  15 38B        FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 38C        PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 38D        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 38E        PIPE TO FLANGE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 38F        FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 38J      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206678  15 39        PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51    1      FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51  2        PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51  3        TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 4          PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51    5        ELBOW TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51  6        VALVE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51  7        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51  8      ELBOW TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur      I C-F-1  C5.1IN  206694  51  9      TEE TO ELBOW WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 10        ELBOW TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 11        ELBOW TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206694  51 12        VALVE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 13        PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  151 14        TEE TO VALVE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  i51 15        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 16        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 17        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206694  51 18        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 19        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 20        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 21        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              87 of 180
 
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Noteli ISI Component Schedule C-F-1I  C5.11N  206694  51 22        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 23        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 24        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 25        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206694  51 26        ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 27        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 28        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 29        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 30        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206694  51 31        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206695  51 32        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206695  51 33        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206695  51 34        ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur      I~i C-F-1  C5.1IN  206695  51 35        ELBOW TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206695  51 36        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206695  51 37        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206695  51 38        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206695  51 40        ELBOW TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206703  57  1        FLANGE TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206703  57  2        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206703  57  3        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206703  57  3.1      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206703  57  4        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206703  57  5        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206703  57  6        PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  1        TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur      I C-F-1  C5.11N  206704  60  2        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  3        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  4        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  5        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  6        PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            88 of 180
 
AMk' Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Note1)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.11N  206704  60  7        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  8        ELBOW TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  9        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  10        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur I
C-F-1  C5.11N  206704  60  11        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  12        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206704  60  13        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur      I C-F-1  C5.11N  206704  60  14        PIPE TO PENETRATION WELD      SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  15        PENETRATION TO PIPE WELD      SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  16        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  17        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  18        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur  -
C-F-1  C5.11N  206705  60  19        ELBOW TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  20        TEE TO REDUCER WELD            SIS  Vol  Sur  -
C-F-1  C5.11N  206705  60  21        REDUCER TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  23        TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1I  C5.11N  206705  60  24        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  25        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206705  60  26        PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206719  93  2        TEE TO CAP WELD                SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206719  93  3        TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206719  93  4        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206719  93  5        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206719  93  6        PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206721  94  1        TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206721  94  2        PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206724  155  1      PIPE TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206724  155  2      REDUCER TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206724  155  6      PIPE TO REDUCER WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206724  155  7      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            89 of 180
 
Ak It-- I _"111w&#xfd;"y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1    C5.11N    206724 155  8      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155  9      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 10      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 11      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 12      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 13      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 14      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 15      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 16      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 17      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 18      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 19      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 20      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 21      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 22      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.1IN    206724 155 23      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.1IN    206724 155 24      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.1IN    206724 155 25      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 26      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 27      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 28      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 29      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 30      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206724 155 31      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206725 155 32      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206725 155 33      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206725 155 34      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.11N    206725 155 35      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1    C5.1IN    206725 155 36      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1I  C5.11N    206725 155 37      PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevOxls                            90 of 180
 
ElI Ivfg!y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-I Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1I  C5.11N    206725  155 38      TEE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  1      FLANGE TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  2      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  3      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  4      PIPE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  5      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  6      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  7      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  8      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181  9      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 10      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 11      PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 12      PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 13      TEE TO REDUCER WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 14      REDUCER TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 15      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 16      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 17      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 18      ELBOW TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 19      VALVE TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206726  181 20      FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 21      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 22      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 23      PIPE TO FLANGE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 24      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 25      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 26      ELBOW TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206726  181 27      VALVE TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206726  181 28      FLANGE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1I  C5.11N    206726  181 29      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur Section 4-Tabte4-ISI-Schedule RevO.xls                            91 of 180
 
        -~ Lii/ury Indian Point Energy Center - 1P2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1    I;.11N    20Ut2b 18131 3M    tLBOUW IU PIP'-'WELU          b5IS  Vol  bur C-F-I      C5.11N  206726  181 31      PIPE TO FLANGE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-i      O5.11N  206727  189 1      TEE TO VALVE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-I      C5.11N  206727  189 2      VALVE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-i      C5.1 IN 206727  189 3      PIPE TO ELBOW WELD              SIS  Vol  Sur C-F-i      O5.11N  206727  189 4      ELBOW TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-i      O5.11N  206727  189 5      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-i      O5.11N  206727  189 6      VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-I      C5.11N  206727  189 7      PIPE TO TEE WELD                SIS  Vol  Sur C-F-i      C5.1 1N 206728  190 1      TEE TO PIPE WELD              ACS  Vol  Sur C-F-I      O5.11N  206728  190 2      PIPE TO VALVE WELD            ACS  Vol  Sur C-F-I      C5.1 IN 206728  190 3      VALVE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1      05.1 1N 206728  190 4      ELBOW TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11 N 206728  190 5      VALVE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206728  190 6      PIPE TO TEE WELD                SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.1IN  206729  199 1      TEE TO PIPE WELD                SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206729  199 1AJ    ELBOW TO CAP WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206729  199 2      PIPE TO ELBOW WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    2    REDUCER TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    3    PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11 N 206730 293    4    VALVE TO REDUCING ELBOW WE    SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    5    REDUCING ELBOW TO PIPE WEL    SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    6    PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    8    REDUCER TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1I    C5.11N  206730 293    9    PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    10    VALVE TO REDUCING ELBOWWE      SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11 N 206730 293    11    REDUCING ELBOW TO PIPE WEL    SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    12    PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1      C5.11N  206730 293    13    TEE TO TEE WELD                SIS  Vol  Sur C-F-i      C5.11N  206730 293    14    TEE TO ELBOW WELD              SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              92 of 180
 
Di/ug Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-I Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.1IN    206730 293 15      ELBOW TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206730 293 16      VALVE TO ELBOW WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 17      ELBOW TO TEE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1 1N  206730 293 18      TEE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206730 293 19      VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206730 293 20      PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206730 293 21      TEE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206730 293 22      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 23      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 24      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5. 11 N  206730 293 25      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 26      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 27      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 28      ELBOW TO REDUCER WELD        SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 29      REDUCER TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 30      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206730 293 31      ELBOW TO TEE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206909 361  1      NOZZLE TO TEE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN    206909 361  2      TEE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206909 361  3      PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206909 361  4      TEE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206909 361  5      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361  6      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361  7      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur I
C-F-1  C5.11N  206909  361  8      PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361  9      ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361 10      PIPE TO FLANGE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361 11      FLANGE TO PIPE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361 12      PIPE TO VALVE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361 15      TEE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevOxls                            93 of 180
 
L",I Ier y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-I Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1I  C5.11N  206909  361  15A      NOZZLE TO 1EE WELL)          61I  Vol  ZSur C-F-1  C5.11N  206909  361  16      TEE TO FLANGE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206909  361  17      FLANGE TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 2        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 3        ELBOW TO VALVE WELD          SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 4        VALVE TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 5        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 6        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.1IN  206911  518 7        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 8        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 9        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 10        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 11        PIPE TO PIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 12        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 13        ELBOW TOPIPE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 14        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 15        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 16        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 17        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 18        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 19        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N  206911  518 20        PIPE TO ELBOW WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 21        ELBOW TO PIPE WELD            SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.11N    206911 518 22        PIPE TO TEE WELD              SIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 13AA      REDUCER TO VALVE WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 14AA      PIPE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 15AA      PIPE TO TEE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 17AA      REDUCERTO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 18AA      VALVE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur  -
C-F-1  C5.21    227782  16 19AA      REDUCER TO VALVE WELD          HIS  Vol  Sur I Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            94 of 180
 
Alkiu~
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1I  C5.21    227782  16  20AA      PIPE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16  21AA      VALVE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 82AA      VALVE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 100AA      FLANGE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 108AA      PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 109AA      FLANGE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 114AA      REDUCER TO PIPE WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 122AA      PIPE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 123AA      VALVE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 174        PIPE TO TEE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 175        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 176        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 177        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 178        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 179        VALVE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 180        VALVE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 181        PIPE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 182        REDUCING ELBOW TO PIPE WEL    HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 183        PIPE TO REDUCING ELBOW WEL    HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 185        VALVE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 186        VALVE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 187        PIPE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 187A      PIPE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 188        TEE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 189        PIPE TO TEE WELD              HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 190        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 191        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 192        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 193        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  16 194        REDUCING ELBOW TO PIPE WEL    HIS  Vol  Sur Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                            95 of 180
 
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping  (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1I  C5.21    227782  16 195        PIPE TO REDUCING ELBOW WEL    HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  56 22AA      PIPE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 163        PIPE TO REDUCER WELD          HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 164        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 165        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 166        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 167        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 168        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 169        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 170        VALVE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 171        VALVE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 172        PIPE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 173        REDUCING ELBOW TO PIPE WEL    HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 174        PIPE TO REDUCING ELBOW WEL    HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 175        VALVE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 176        PIPE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    206698  56 177        FLANGE TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  56 198        VALVE TO VALVE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  56 200        ELBOW TO PIPE WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  56 201        PIPE TO ELBOW WELD            HIS  Vol  Sur C-F-1  C5.21    227782  56 202        TEE TO PIPE WELD              HIS  Vol  Sur    -
C-F-1  C5.30    206683  16  21        SOCKET WELD                    HIS      Sur    -
C-F-1  C5.30    206683  16  22        SOCKET WELD                    HIS      Sur    -
C-F-1  C5.30    206683  16  22A      SOCKET WELD                    HIS      Sur C-F-1  C5.30    206683  16  23        SOCKET WELD                    HIS      Sur C-F-1  C5.30    206683  16  24        SOCKET WELD                    HIS      Sur C-F-1  C5.30    206683  16  25        SOCKET WELD                    HIS      Sur C-F-1  C5.30    206683  16  26        SOCKET WELD                    HIS      Sur C-F-1  C5.30    206683  16  27        SOCKET WELD                    HIS      Sur C-F-1  C5.30    206683  16  28        SOCKET WELD                    HIS      Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            96 of 180
 
Ask L'/IIef gy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.30    206683  16 29        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 29A        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 30        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 31        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 33        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 34        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 35        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 36        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 37        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 38        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 80        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 81        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 81A        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 82        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 83        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 84        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 85        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 86        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206683  16 87        SOCKET WELD                HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206683  16 88        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1  C5.30    206682  16 89        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1  C5.30    206682  16 90        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1  C5.30    206682  16 91        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1  C5.30    206682  16 92        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1  C5.30    206682  16 93        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1  C5.30    206682  16 94        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1    C5.30  206682  16 95        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1    C5.30  206682  16 96        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1    C5.30  206682  16 97        SOCKET WELD                HIS      -  Sur C-F-1    C5.30  206682  16 123      SOCKET WELD                HIS    -  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                          97 of 180
 
Alk MT-- L"Illefgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1I  C5.30    206682  16 124        SOCKET WELD                HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 124A      SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 125        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 126        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 127        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 128        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 129        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 130        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 131        SOCKET WELD                  HIS        Sur    -
C-F-1  C5.30    206682  16 132        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 133        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 134        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 135        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206682  16 136        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206702  56 27        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206702  56 28        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206702  56 29        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206702  56  30        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206702  56  31        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206702  56  32        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56  33        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56  34        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56  35        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56  36        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56  37        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur                S S
C-F-1  C5.30    206702  56  38        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56  39        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56 40        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56 41        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206702  56 42        SOCKET WELD                  HIS    -  Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                          98 of 180
 
EiiIwg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule
                  =
C-F-1  C5.30    206702  56 43        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur  -
C-F-1  C5.30    206702  56 44        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1  C5.30    206702  56 45        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1  C5.30    206701  56 52        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1  C5.30    206701 56 53        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1  C5.30    206701  56 54        SOCKET WELD                    HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206701  56 55        SOCKET WELD                    HIS    -  Sur C-F-1  C5.30    206701  56 56        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1    C5.30    206701 56 57        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1    C5.30    206701 56 58        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1    C5.30    206701 56 59        SOCKET WELD                    HIS    -  Sur C-F-1    C5.30    206701 56 60        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1    C5.30    206701 56 61        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1    C5.30    206701 56 62        SOCKET WELD                    HIS    -    Sur C-F-1    C5.30    206701 56 63        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 64        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 65        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 66        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 67        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 68        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 69        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 70        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 71        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 72        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 73        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 74        SW-Pipe-Coupling              HIS        Sur            S C-F-1    C5.30    206701 56 75        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 76        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 77        SOCKET WELD                    HIS        Sur C-F-1    C5.30    206701 56 78        SOCKET WELD                    HIS        Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              99 of 180
 
IAiI(!k Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping    (Notel)
ISI Component Schedule C-F-1  C5.30    206701  56 79            CKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 80        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 81        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 82        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 83        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 84        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 85        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 86        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206701  56 87        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 92        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 93        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 94        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 95        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 96        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 97        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 98        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 99        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 100        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 101        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 102        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 103        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 104        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 105        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-i  C5.30    206700  56 106        SOCKET WELD                  HIS        Sur              S C-F-1  C5.30    206700  56 107        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-i  C5.30    206700  56 108        SOCKET WELD                  HIS  -    Sur C-F-1  C5.30    206700  56 109        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 110        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 111        SOCKET WELD                  HIS        Sur C-F-1  C5.30    206700  56 112        SOCKET WELD                  HIS        Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            100 of 180
 
L',II efgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-1 Pressure Retaining Welds in Austenitic Stainless or High Alloy Piping                                                                            (Notel)
ISI Component Schedule ASME
  'CAT        AS E  D GNo.        >    COMP ID        ~          DESCRIPTION              SYS        VO    SUR      VI        PRO 1i            [R PROD3RE AK C-F-1    C5.30      206700    56 113                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 114                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 115                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 116                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 117                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 118                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 119                    SW-Pipe-Coupling                  HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 120                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 121                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 122                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 123                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 124                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 125                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 126                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 127                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 128                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 129                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 130                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30      206700    56 131                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30    206700      56 132                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.30    206700      56 133                    SOCKET WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.41    206682      16 138                    SOCKOLET BRANCH WELD              HIS                  Sur C-F-1    C5.41    206682      16 139                    SOCKOLET BRANCH WELD              HIS                  Sur C-F-1    C5.41    206911    518  1                    BRANCH WELD                      SIS                  Sur C-F-1    C5.41    206699    56 88                      BRANCH WELD                      HIS                  Sur C-F-1    C5.41    206699    56 134                    BRANCH WELD                      HIS                  Sur Note:
(1) Entergy has elected to adopt Code Case N-663, as approved by Reg Guide 1.147 latest revision. This code case eliminates surface exams for Class 2 C-F-1 & C-F-2 welds, in accordance with the Table 1, "Susceptibility Criteria."
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                  101 of 180
 
Al Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping            (Note 1)
ISI Component Schedule C-F-2  C5.51    206655  1  1AA        :E-TO-ELBOW                            Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1  2        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1  2AA      CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1  3        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1  3AA      CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1  5        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1  6        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1  9        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 10        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 11        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 11.2      CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 12        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 13        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 14        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 15        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 16        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 16.1      CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 17        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206655  1 18        CW-Elbow-Penetration            MS      Vol Sur              S C-F-2  C5.51    206656  1 19        CIRC WELD                      MS      Vol Sur      I C-F-2  C5.51    206656  1 20        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 22        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 23        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 25        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 26        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 28        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 29        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1  31        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1  32        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  05.51    206656  1 34        CIRC WELD                      MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 35          CIRC WELD                      MS      Vol Sur    -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.x0s                                102 of 180
 
        -=-t:lgy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping          (Note 1)
ISi Component Schedule C-F-2  C5.51    206656  1 37        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 38        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 39        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 40        CIRC WELD                  MS      - Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 41        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 42        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 43        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 45        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 46        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 47        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 48        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206656  1 49        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  1        TEE-TO-ELBOW WELD          MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  1AA      TEE-TO-ELBOW WELD          MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  2        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  2AA      CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  3        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  4        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  5        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  6        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  7        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  8        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206657  2  9        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 10        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 12        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 13        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 14        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 15        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 17        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 18        CIRC WELD                  MS        Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 20        CIRC WELD                  MS        Vol Sur  -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            103 of 180
 
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping          (Note 1)
ISI Component Schedule C-F-2  C5.51    206658  2 21          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 23          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 24          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 26          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 27          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 29          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 30          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 32          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 33          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 34          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 35          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 36          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 37          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 38          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 39          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 40          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 41          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206658  2 42          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  1AA      TEE-TO-ELBOW WELD          MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  2          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  2AA        CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  3AA        CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  4          CIRC WELD                  MS      Vol Sur      I>
C-F-2  C5.51    206659  3  6          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  7          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  8          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3  9          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3 10          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3 11          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3 12          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2  C5.51    206659  3 13          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
Section 4-Tabte4-ISI-Schedule RevO.xls                            104 of 180
 
      -- Ild*Fg                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping (Note 1)
ISI Component Schedule C-F-2    C5.51  206659  3 14          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206659  3 15          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206659  3 16          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206659  3 17          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 18          CIRC WELD                  MS      Vol Sur        :I C-F-2    C5.51  206660  3 20          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 21          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 22          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 23          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 25          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 26          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 28          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 29          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 31          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 32          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 34          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 35          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
I C-F-2    C5.51  206660  3 37          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 38          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 40          CIRC WELD                  MS      Vol Sur    -
C-F-2    C5.51  206660  3 41          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 42          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 43          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 44          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 45          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 46          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 47          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 48          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 49          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206660  3 50          CIRC WELD                  MS      Vol Sur C-F-2    C5.51  206661  4  1AA        TEE-TO-ELBOW WELD          MS      Vol Sur    -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            105 of 180
 
Ak
        '-"J/ld  y                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping        (Note 1)
ISI Component Schedule C-F-2      C5.51  206661  4  2        CIRC WELD                  MS      Vol I Sur C-F-2      C5.51  206661  4  2AA      CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4  3        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4  3AA      CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4  5        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4  6        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4  7    -  CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4  8        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4  9        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206661  4 10        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 11        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 12        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 14        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 15        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 17        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 18        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 20        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 21        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 23        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      05.51  206662  4 24        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 26        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 27        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 29        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 30        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 31        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 32        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 33        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 34        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 35        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2      C5.51  206662  4 36        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2 I    C5.51  206662 14 38        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur  -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            106 of 180
 
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping (Note 1)
ISI Component Schedule C-F-2 I C5.51  206662  14 39        CIRC WELD                  MS      Vol I Sur C-F-2  C5.51  206662  4 40        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206662  4 41        CIRC WELD                  MS      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  1        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur                S C-F-2  C5.51  206663  5  1.1      CW PUP                    BFD      Vol  Sur                S C-F-2  C5.51  206663  5  1AA      TEE-TO-ELBOW WELD          BFD      Vol  Sur C-F-2 I C5.51  206663  15  2        CIRC WELD                  BFD      Vol I Sur      -I        S C-F-2  C5.51  206663  5  2AA      CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  3        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  3AA      CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  4        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  5        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  6        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  7        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  8        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5  9        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5 10        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5 11        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5 12        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5 13        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2  C5.51  206663  5 13A        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 13B        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 13C        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 14        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 15        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 16        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 17        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 18        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 20        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2    C5.51  206663  5 21        CIRC WELD                  BFD      Vol  Sur C-F-2 I  C5.51  206664  16  1AA      TEE-TO-ELBOW WELD          BFD      Vol  S ur I -
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            107 of 180
 
Al
                ....  ........            . .......    ...---- Indian Point Energy-Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping                        (Note 1)
ISI Component Schedule C-F-2    C5.51  206664    6    2.2              CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6    2AA              CIRC WELD                    BFD      Vol Sur                S C-F-2    C5.51  206664    6    3                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6    3AA              CIRC WELD                    BFD      Vol Sur                S C-F-2    C5.51  206664    6    4                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6    4AA              CIRC WELD                    BFD      Vol Sur                S C-F-2    C5.51  206664    6    5                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6    6                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6    7                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6    8                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6    9                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6 10                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6 11                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6 12                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206664    6 14                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-E-2    C5.51  206664    6 15                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    1.1              CW PUP                      BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    1AA              TEE-TO-ELBOW WELD            BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    2                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur                S C-F-2    C5.51  206665    7    2AA              CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    3                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    4                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    5                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    6                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    7                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7    8                CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7 10                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7 11                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7 12                  CIRC WELD                    BFD      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7 13                  CIRC WELD                    BED      Vol Sur C-F-2    C5.51  206665    7 14                  CIRC WELD                I BFD      Vol Sur  -
_____  -~                  ~. ______________    .~
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                          108 of 180
 
Al Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping            (Note 1)
IS Component Schedule C-F-2  C5.51    206665  7 16          CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206665  7 17          CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  1.1      CW PUP 0                    BFD      Vol Sur TEE-TO-ELBOW WELD          BFD      Vol Sur                  S C-F-2  C5.51    206666  8  1AA C-F-2  05.51    206666  8  2        CIR  WELD                  BFD      Vol Suri C-F-2  C5.51    206666  8  2AA      CIRC WELD                  BFD      Vol Sur                  S C-F-2  C5.51    206666  8  3        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  4        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  5        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  6        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  7        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  8        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  9        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8  10        CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8 11          CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8 13          CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.51    206666  8 14          CIRC WELD                  BFD      Vol Sur C-F-2  C5.81    206656  1 21        BRANCH WELD                MS      V  Sur C-F-2  C5.81    206656  1 24        BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206656  1 27        BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206656  1 30        BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206656  1 33        BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206656  1 36        BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206656  1 44        BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206658  2 11          BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206658  2 16          BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206658  2 19          BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206658  2 22          BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206658  2 28          BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206658  2 31          BRANCH WELD                MS          Sur C-F-2  C5.81    206660  3 19          BRANCH WELD                MS          Sur Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            109 of 180
 
I*
LtI    fgy                                                  Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-F-2 Pressure Retaining Welds in Carbon or Low Alloy Piping                                                                  (Note 1)
ISI Component Schedule C-F-2    C5.81      206660    3  24              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206660    3  27              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206660    3  30              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206660    3  33              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206660    3  36              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206660    3  39              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206662    4  13              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206662    4  16              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206662    4  19              BRANCH WELD                        MS                  Sur C-F-2    C5.81      206662    4  22              BRANCH WELD                        MS                    Sur C-F-2    C5.81      206662    4  25              BRANCH WELD                        MS                    Sur C-F-2    C5.81      206662    4  28              BRANCH WELD                        MS                    Sur C-F-2    C5.81      206662    4  37              BRANCH WELD                        MS                    Sur C-F-2    C5.81      206663    5  19              BRANCH WELD                        BFD                  Sur C-F-2    C5.81      206664    6  13              BRANCH WELD                        BFD                  Sur C-F-2    C5.81      206665    7 15                BRANCH WELD                        BFD                  Sur C- F-2    0C581      206666    8 12                BRANCH WELD                        BFD          -      Sur Note:
: 1) Entergy has elected to adopt Code Case N-663, as approved by Reg Guide 1.147 latest revision. This code case eliminates surface exams for Class 2 C-F-1 & C-F-2 welds, in accordance with the Table 1, "Susceptibility Criteria."
Section 4-Table4-1SI-Schedule RevOxls                                                  110 of 180
 
AO Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category C-H All Pressure Retaining Components                      Note(l)
ISI Component Scheduling C-H      C7.10      Various    Iclass 2 ISI Boundary .Pressure Retaining Components Note:
(1) System Leakage Test.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                              111 of 180
 
Alk Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category D-A Integral Attachments for Class 3 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Schedule
                                                                                -r-U-  I  U I. U      JZI I-Z IU  tlL.,Mr-  I-VV        rvvrl-D I.lu                      vv          Vl&#xfd; D-A    D1.10      9321F2510    CCHE-22-W              PWFB                        CCW            Vis D-A    DI.1O      9321F2511    NRHE-21-W              PWFB                        CCW            Vis D-A    D1.10      9321F2106    ZRN-21-W              PWFB                          SW            Vis D-A    D1.10      9321F2106    ZRN-22-W              PWFB                          SW            Vis D-A    DI.1O      9321F2106    ZRN-23-W              PWFB                          SW            Vis D-A    D1.10      9321F2106    ZRN-24-W              PWFB                          SW            Vis D-A    D1.10      9321F2106    ZRN-25-W              PWFB                          SW            Vis D-A    D1.10      9321F2106    ZRN-26-W              PWFB                          SW            Vis D-A    D1.20    9321F2561,3  318ACH 1-W            HWVB                        CCW            Vis D-A    D1.20    9321 F2561-95' 318ACH 2-W            PWVS                        CCW            Vis D-A    D1.20    9321F2561,3  318SR 7-W              SWFB                        CCW            Vis D-A    D1.20    9321F2563-BB  52ACH 1-W              HWVB                        CCW            Vis D-A    D1.20  9321F2563-PLN  53ACH 1-W              HWVB                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2570    53ACHX 1-W            PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321 F2570  53ACHX 2-W            PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2570    53ACHX 3-W            PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2571    ACH      1-W          HWVW                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2571    ACH      2-W          HWVB                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2572    ACH      3-W          HTVW                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2572    ACH      4-W          PWVS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2572    ACH      5-W          PWVS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2570    ACH 60-W              PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2570    ACH 61-W              PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2570    ACH 62-W              PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2678    ACH 107-W              PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2678    ACH 108-W              PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2678    ACH 109-W              PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2678    ACH 112-W              PWGS                        CCW            Vis D-A    D1.20      9321F2678    ACH 113-W              PWGS                        CCW            Vis      S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                            112 of 180
 
Idergy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category D-A Integral Attachments for Class 3 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Schedule D-A    D1.20      9321F2678  ACH 114-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2677  ACH 127-W        OWGF                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2677  ACH 130-W        PXFB                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2677  ACH 132-W        OWGF                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 203-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 204-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 205-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 206-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 207-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 208-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 209-W        PWGD                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 210-W        PWGW                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 211-W        PWGD                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 212A-W        PWVS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 212-W        PWGW                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 240-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 241-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 275-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2565  ACH 276-W        PWGS                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2561-66' ACH 326-W        HWFW                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2563-BB  ACH 328-W        HWVB                  CCW                Vis D-A    D1.20      A208183    ACH 405-W        PWGW                  CCW                Vis D-A    D1.20      A208183    ACH 415-W        PWGW                  CCW                Vis D-A    D1.20      9321F2126  BFD 61-W          PWTW                  AFW                Vis D-A    D1.20      9321F2126  BFD 62-W          PWGW                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2127HH  BFD 63-W          HTVB                  AFW                Vis D-A    D1.20      9321F2126  BFD 67-W          PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20      9321F2126  BFD 68-W          PWFS                  AFW                Vis D-A    D1.20      9321F2126  BFD 69-W          PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20      9321F2126  BFD 70-W          PWTB                  AFW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                113 of 180
 
k2dergy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category D-A Integral Attachments for Class 3 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Schedule D-A    D1.20    9321F2126  BFD 72-W        PWGW                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2127HH  BFD 73-W        HTVB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 75-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 76-W        PWTB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 79-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 80-W        PWFS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 84-W        PWTW                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2127HH  BFD 85-W        PWVS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 88A-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 88-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 91-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 92-W        PWTB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2127HH  BFD 94-W        PWVS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 97-W        PWTB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 98-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 99-W        PWTB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 101-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 102-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 106-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 107-W        PWGB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321 F2126  BFD 109-W        PWTB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  BFD 110-W        PWTW                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2224  BFD 115-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2263  CD 231-W        PWVS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2264  CDR  3-W        RXGB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2264  CDR  4-W        RXGB                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2263  CT 143-W        PWVS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  CT 149-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  CT 150-W        PWGS                  AFW                Vis D-A    D1.20    9321F2126  CT 151-W        PWGS                  AFW    -    -    Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xts                              114 of 180
 
Alkreg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category D-A Integral Attachments for Class 3 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Schedule D-A I D1.20      9321F2126  lCT 152-W          PWGS                  AFW          -    I Vis D-A    D1.20 I  9321 F2677 JPENE JJ-P-W      IOWFW              j  CCW          -  j    Vis V-D-A  I  D1.20    9321 F2565 IPENE JJ-V-W        OWFW                  CCW          -    Ivis    I D-A    D1.20    9321 F2677  PENE KK-P-W        OWFW                  CCW                    Vis D-A    D1.20    9321 F2565  PENE KK-V-W        OWFW                  CCW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE LA-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE LA-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321 F2702  PENE LB-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690  PENE LB-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE LC-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE LC-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE LD-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE LD-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE LE-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690  PENE LE-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE MA-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE MA-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE MB-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE MB-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE MC-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE MC-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321 F2702  PENE MD-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE MD-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2702  PENE ME-P-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  PENE ME-V-W        OWFW                    SW                    Vis D-A    D1.20    9321F2678  PENE N-P-W        OWFW                  CCW                    Vis D-A    D1.20    9321F2565  PENE N-V-W        OWFW                  CCW                    Vis D-A    D1.20    9321F2678  PENE O-P-W        OWFW                  CCW                    Vis D-A    D1.20    9321F2565  PENE O-V-W        OWFW                  CCW                    Vis D-A    D1.20    9321F2570  SR  126-W          SXGB                  COW                    Vis    S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                115 of 180
 
Ask MTL----
L'Idefgy Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category D-A Integral Attachments for Class 3 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Schedule D-A    D1.20    9321F2570  SR 127-W          SXGB                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2570  SR 128-W          SXGB                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2570  SR 129-W          SWFW                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2570  SR 132-W          SXGB                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2570  SR 133-W          SXGB                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2570  SR 134-W          SXGB                  CCW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 370-W          SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 371-W          SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 372-W          SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 373-W          SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 374-W          SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 375-W          SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 376-W          SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SR 377-W          SWFW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2257  SR 396A-W        SWFW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2106  SR 427A-W        SWFB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2106  SR 428A-W        SWFB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2106  SR 429A-W        SWFB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2106  SR 430A-W        SWFB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2106  SR 431A-W        SWFB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2106  SR 432A-W        SWFB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1135-W        SXGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1136-W        SXGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1141-W        SWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1143-W        SXGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1151-W        SXGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1156B-W        SXGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1156-W        SXGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1160-W        SXGW                    SW                Vis        S D-A    D1.20    9321F2691  SR 1161A-W        SXGW                    SW                Vi Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              116 of 180
 
i2iWv~y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category D-A Integral Attachments for Class 3 Vessels, Piping, Pumps, and Valves IS1 Component Schedule D-A I D1.20      9321F2691  ISR 1161B-W        SXGW                  SW            -    Vis  I D-A    D1.20    9321F2691  SR 1161-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1162-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1165-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1168A-W        SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1168-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1173-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1175-W          SXGW                  SW                  Vis D-A  I  D1.20    9321F2690  ISR 1177A-W        SXGW                  SW            -I    vis I D-A    D1.20    9321F2690  SR 1177-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1181-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1189-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1190-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1191-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1193A-W        SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1193B-W        SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1193C-W        SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1193D-W        SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1193E-W        SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SR 1193-W          SXGW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1195A-W        SXGB                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2691  SR 1195-W          SXGB                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SWH    1-W        HWVW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SWH    2-W        PWVW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690,2  SWH    12-W        PWVW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SWH  31-W        HWVW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2690  SWH  78A-W        HWVW                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2701  SWH 105-W          PWVS                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2701  SWH 108-W          PWGS                  SW                  Vis D-A    D1.20    9321F2701  SWH 110-W          PWGS                  SW                  Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                117 of 180
 
AM      e~
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category D-A Integral Attachments for Class 3 Vessels, Piping, Pumps, and Valves ISI Component Schedule U-A    U1.ZU    9321F27U1    WVVH 11-IVVWVI                              bV Z-W                VIS D-A    D1.20    9321F2701  SWH 113-W            PWVS                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2701  SWH 114-W            PWVS                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2701  SWH 115-W            PWGS                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2701  SWH 116-W            PWGS                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2701  SWH 117-W            PWVS                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SWH 152-W            PWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2571  SWH 153-W            PWGW                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2257  SWH 178-W            PXGB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2257  SWH 179-W            PXGB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2257  SWH 180-W            PXGB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321F2257  SWH 181-W            PXGB                    SW                Vis D-A    D1.20    9321 F2257  SWH 183-W            PWVB                    SW                Vis D-A    D1.30    9321F2126  AFP-21-W            PWFB                  AFW                Vis D-A    D1.30    9321F2126  AFP-22TD-W          PWFB                  AFW            -    Vis D-A    D1.30    9321F2511  CCP-21-W            PWFB                  COW                Vis D-A    D1.30    9321F2511  CCP-22-W            PWFB                  CCW          -      Vis D-A    D1.30    9321F2511  CCP-23-W            PWFB                  CCW                Vis        S D-A    D1.30    9321F2106  SWP-21-W            PWFB                    SW                Vis D-A    D1.30    9321F2106  SWP-22-W            PWFB                    SW            -    Vis D-A    D1.30    9321F2106  SWP-23-W            PWFB                    SW            -    Vis D-A    D1.30    9321F2106  SWP-24-W            PWFB                    SW            -    Vis IS D-A    D1.30    9321F2106  SWP-25-W            PWFB                    SW          -      Vis 0-A    D1.30    9321F2106  SWP-26-W            PWFB                    SW    -Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                  118 of 180
 
Ak Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISi Component Schedule
    -A    I- 1I.IUU    LUDDOZ  11011  0        MIu-I                              -  I Vil F-A      FI.10B    206682    16 H 9        HCFB                  SIS              Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 10        HDSA                  SiS              Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 20        PUFA                  SIS              Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 21        PUFA                  SIS              Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 22        PUFA                  SIS              Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 23        PUFA                  SIS              Vis          S F-A      FI.10B    206683    16 H 24        PUFA                SIS  I  I      Vis F-A  I    FI.10B    206683  116 H 25        PUFA                SIS          - I Vis  I Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 26        PCSA                SiS              Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 27        PUFA                SIS              Vis F-A      FI.10B    206683    16 H 28        PUFA                SIS              Vis F-A      FI.10B    206685    27 H 3A        PBFA                  CVC              Vis F-A      FI.10B    206685    27 H 5A        PBFA                  CVC              Vis F-A      FI.10B    206685    27 H 8A        PBFA                  CVC              Vis F-A      F1.10B    206685    27 SR 42      SUFA                  CVC              Vis F-A      FI.10B    206686    41 H 5          HDFB                CVC              Vis F-A      Fl10B    206686    41 H 6          HDFB                CVC              Vis F-A      FI.10B    206686    41 H 7          HDFA                CVC              Vis F-A      FI.10B    206686    41 H 8          HDFB                CVC              Vis F-A      FI.10B    206686    41 H 9          HDFB                CVC              Vis F-A      FI.10B    206686    41 H 10        PUFWA                CVC              Vis F-A      FI.10B    206688    42 H 1        HDFB                  CVC              Vis F-A      FI.10B    206688    42 H 2          HDFB                CVC              Vis F-A      FI.10B    206688    42 H 3          HDFB                CVC              Vis F-A      FI.10B    206688    42 H 5          HDFB                CVC              Vis F-A      FI.10B    206688    42 H 6          HDFB                CVC              Vis          S F-A      FI.10B    206690    43 H 1        HDFB                  CVC              Vis F-A      FI.10B    206690    43 H 2          HDFB                CVC              Vis F-A      FI.10B    206690    43 H 3          HDFB                CVC              V Vis--
F-A      FI.10B    206690    43 H 5          PUFWA                CVC              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              119 of 180
 
Elde/ugy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    FI.OB        206690  43 H 5A        HUW-WA                UV      -        VIS F-A    FI.10B      206690  43H 6          HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206690  43H 7          HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  43H 8          HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  43H 9          HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  43 H 10        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  43 H 11        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  43 H 12        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  43 H 13        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.1OB      206691  43 H 14        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  43 H 15        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206693  44 H A          PUFB                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 5          HDFB                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 6          HDFB                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 7          HDFB                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 8          HDFB                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 9          HUFB                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 9A        PUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 10        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 11        PUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 12        PUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 13        PUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 13A        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206692  44 H 14        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206693  44 H 15        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206693  44 H 16        HUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206683  56 H  1        HCSA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  56 H 11        HCFA                  SIS              Vis          S F-A    FI.10B      206702  56 H 12        HCFA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  56 H 13        HCFA                  SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              120 of 180
 
LVeryy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    I-1.1UB      206702    bb H 14        HUI-A                          -i-      VIS F-A    FI.10B      206702  56 H 15        HCSA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  56 H 16A        HCFA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  56 H 17A        HCFA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  56 SR 11A      SUFA                  SIS              Vis          S F-A    FI.10B      206702  56 SR 13        SCFA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  56 SR 14        SCFA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  56 SR 15        SCFW                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206708  61 SR 100      SUFWA                RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 H 2          PCSA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 H 3          HCSA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 H 4          HCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 H 5          PUFWA                RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 H 5A        PUFB                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 H 6          HCSA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 SR 6        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 SR 7        SCFA                  RCS              Vis          S F-A    FI.10B      206711  64 SR 8        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 SR 9        SGFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 10        SCFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 11        SUFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 12        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 SR 15        SCFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 16        SCFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 21        SUFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 22        SUFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 23        SUFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 24        SUFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  64 SR 25        SUFA                  RCS              Vis F-A    F1.10B      206711  64 SR 400      SUFA                  RCS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              121 of 180
 
A~nhk g Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    FI.10B      206712    70 PR 101      RGFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206685    98 SR 001      SUFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206669  ACH 221          HCSW                  RHR              Vis F-A    FI.10B      206669  ACH 222          HCFW                  RHR              Vis F-A    FI.10B      206669  ACH 223          HCFW                  RHR              Vis F-A    FI.10B      206669  ACH 224          HCFA                  RHR              Vis F-A    FI.10B      206669  ACH 225          PWSA                  RHR              Vis F-A    FI.10B      206669    ACH 225A        HCFW                  RHR              Vis F-A    FI.10B      206691  ACH 514          HCSA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  ACH 515          HUFW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  ACH 516          HCFW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206691  ACH 517          HWSW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206687  ACH 551A        HCSW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206687  ACH 552A        HWSW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206693  ACH 555          PUFW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206693  ACH 556          HCSW                  CVC              Vis          S F-A    FI.10B      206693  ACH 557          HCSW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206689  ACH 576          HCSW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206689  ACH 577          HCSB                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206689  ACH 578          HCSA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206689  ACH 580          HWFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206714    CH    1        PWSW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206684  CH  100        PWFW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206684  CH  101        HUFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206684    OCH 108        HCFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206684  CH  109        PWFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206684  CH  110        PWFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206685  CH  112        PWFM                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206685  CH  113        HUFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206685  CH  114        HCFA                  CVC              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              122 of 180
 
I:iiW~rgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iSI Component Schedule I-F-A    FI.10B      206685  CH  115        HCFW                CVC              VIS F-A    FI.10B      206685  CH  116        HCFA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  118        PWSA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  119        PWSA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  120        HCSW                CVC              Vis          S F-A    FI.10B      206713  CH  121        HCFW                CVC              Vis      S F-A    FI.10B      206713  CH  122        HUFW                CVC              Vis          S F-A    FI.10B      206713  CH  123        HUFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  124        HUFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  125        HUFB                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  126        HCFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  127        PUFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713  CH  128        PWSA                CVC              Vis          S F-A    FI.10B      206714  CH  129        HCSA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206714  CH  130        HCFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206714  CH  131        HCFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206714  CH  132        HCFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206714  CH  133        PWFM                CVC              Vis F-A    FI.10B      206714  CH  134        PWFM                CVC              Vis F-A    FI.10B      206723  CH  135        HWSW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206723  CH  136        HCFWB                CVC              Vis      S F-A    FI.10B      206723  CH  137        HGFB                CVC              Vis      S F-A    FI.10B      206723  CH  138        HCFB                CVC              Vis          S F-A    FI.10B      206723  CH 139          HCFW                CVC              Vis          S F-A    FI.10B      206723  CH 140          HCFW                CVC              Vis F-A    F1.10B      206683  PWR    1        RWFM                SIS              Vis F-A    FI.10B      206702  PWR    1A        RWFM                SIS              Vis F-A    FI.10B      206683  PWR    2        RGFW                SIS              Vis F-A    F1.IOB      206682  PWR    3        RGFW                SIS              Vis F-A    FI.10B      206682  PWR    3A      IRCFW                SIS  I        I Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              123 of 180
 
      ~Eduurgy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iSi Component Schedule F-A    F1.10B      206904  PWR    4        RWFN                SIS              V's F-A    F1.10B      206905  PWR    4        RWFN                SIS              Vis          S F-A    F1.10B      206901  PWR    6        RGFM                SIS              Vis IS F-A    FI.10B      206669  PWR    7        RGCW                RHR              Vis F-A    F1.10B      206669  PWR    7C        RGCA                RHR              Vis F-A    FI.10B      206669  PWR    7D        RGFA                RHR              Vis F-A    F1.10B      206669  PWR    7E        RGFA                RHR              Vis F-A    FI.10B      206693    PWR  10        RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206689    PWR 21          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206691    PWR 25          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206687    PWR 31          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 46          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 47          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 48          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 49          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 50          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 51          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 52          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 54          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206713    PWR 55          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206723    PWR 84          RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206723    PWR 84A        RGFW                CVC              Vis F-A    FI.10B      206714    PWR 85          RGFA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206685    PWR 86          RGFA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206685    PWR 87          RGFA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206707    PWR 90          RGFW                RCS              Vis F-A    FI.10B      206707    PWR 90A        RGFW                RCS              Vis F-A    FI.10B      206707    PWR 91          RGFWA                RCS              Vis F-A    FI.10B      206707    PWR 91A        RGFA                RCS              Vis F-A    FI.10B      206707    PWR 92          RGFA                RCS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              124 of 180
 
E:Tnlg'y                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule I--A    HIA.10B    206t708  PW    93 9        t-Fb                              -b    VIS          S F-A    FI.10B      206707  PWR 94          RGFA                  RCS              Vis          S F-A    FI.10B      206707  PWR 95          RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  PWR 96          RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  PWR 97          RGFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  PWR 98          RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  PWR 98A        RGFG                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  PWR 99          RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  PWR 99A        RGFWA                RCS        --    Vis F-A    FI.10B      206708  PWR 100        RGFWA                RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  PWR 100        RGFWA                RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  PWR 101        RGFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  PWR 102A        RGFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  PWR 103        RGFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 104A        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 104B        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 104D        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 105        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 106        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 107        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 108        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206711  PWR 109        RGFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206710  PWR 120        RWFB                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206710  PWR 121        RWFB                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206710  PWR 122        RGCW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206710  PWR 123        RGCW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206710  PWR 125        RGCW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206905  PWR 134        RGFB                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206908  PWR 134        RGFB                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206905  PWR 146        RCFB                  SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              125 of 180
 
nL~ergy                                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule I--A  FI.10B          206905    PWR 146A                  I'VV I-                    SIs                      VlS F-A    FI.10B          206904    PWR 151                  RGFM                        SIS                      Vis F-A    FI.10B          206924    RA    21LP                RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206925    RA    22LP                RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206926    RA    23LP                RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206927    RA    24LP                RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206924    R B 21LP                  RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206925    RB    22LP                RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206926    RB    23LP                RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206927    RB    24LP                RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206924    R C 21LP                  RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206925    R C 22LP                  RGFW                        RCS                      Vis F-A    FI.10B          206926    R C 23LP                  RGFW                      RCS                        Vis F-A    FI.10B          206927    RC    24LP                RGFW                      RCS                        Vis F-A    FI.10B          206924    RD    21LP                RGFW                      RCS                        Vis F-A    FI.10B          206925    RD    22LP                RGFW                      RCS                        Vis F-A    FI.10B          206926    RD    23LP                RGFW                      RCS                        Vis F-A    FI.10B          206927    RD    24LP              RGFW                        RCS                        Vis F-A    FI.10B          206686    RSR 1                    SUFWA                      CVC                        Vis F-A    FI.10B          206688    RSR 2                    SUFWA                      CVC                        Vis F-A    FI.10B          206690    RSR 3                    SUFW                        CVC  '-                  Vis F-A    FI.10B          206686    R SR 7                  SUFWA                      CVC            -          Vis F-A    FI.10B          206688    RSR 8                    SUFWA                      CVC            -      -  Vis    S F-A    FI.10B          206690    RSR10                    SUFWA                      CVC            -          Vis F-A    FI.10B          206690    R SR 13                  SUFWA                      CVC            -          Vis F-A    F1.10B          206688    R SR 14                  SUFWA                      CVC            -          Vis F-A    FI.10B          206686    R SR 15                  SUFWA                      CVC            -          Vis  I-F-A    FI.10B          206686    R SR 16                  SUFWA                      CVC            -          Vis F-A    FI.10B          206690    R SR 18                  SUFWA                      CVC            -          Vis F-A    FI.10B          206686    R SR 20                  SUFWA                      CVC                        Vis-
                  -t _____________ I _________________      A ___________________  I. ________    &#xa3; _____ I _____ I Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                126 of 180
 
11Mvdrg'y                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.OB        206688  R SR 21          SU-WA                UVU      -        VIS F-A    F1.10B      206690  R SR 22          SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.10B      206690  R SR 38          SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.10B      206690  R SR 46          SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.1OB      206690  R SR 61          SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.10B      206690  RSR63            SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.10B      206690  R SR 65          SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.10B      206690  R SR 67          SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.10B      206690  R SR 69          SUFWA                CVC              Vis F-A    F1.10B      206690  R SR 70          SUFWA                CVC              Vis F-A    FI.10B      206712  RCH    52        HCSW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  RCH    61        HCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  RCH    62        HCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  RCH    63        HCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  RCH    64        PWFM                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  RCH    65        HCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  RCH    66        HCFA                  RCS              Vis F-A    B6.180      206707  RCH    67        PWSA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  RCH    69        PWSM                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  RCH    70        PWSW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  RCH    71        PWSW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  RCH    72        HWSA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  RCH    73        HCSM                  RCS              Vis          S F-A    FI.10B      206709  RCH    74        HCSW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  RCH    75        HCSW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206710  RCH    76        HCSA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206710  RCH    78        RCSA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206682  RSR    34B      SUFWA                SIS              Vis F-A    FI.10B      206682  RSR    34C      SUFWA                SIS              Vis F-A    FI.10B      206904  SIH 167          HCSW                  SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              127 of 180
 
6.'nhrgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    -l.IUb      ZUIOUU4  bilH 100      H1VVbMA                SI1              VIS F-A    FI,10B      206903  SIH 179        HCSW                  SIS              Vis F-A    FI,10B      206903  SIH 179A      HCSW                  sIS              Vis F-A    FI,10B      206901  SIH 185        PUSW                  SIS            -  Vis F-A    FI.10B      206901  SIH 186        HUSW                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206905  SIH 205        HWSW                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206905  SIH 206        HCSW                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206908  SIH 213        PWFMW                  SIS              Vis          S F-A    FI.10B      206903  SIH 215        HCSW                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206903  SIH 216        HWFA                  SIS              Vis          S F-A    FI.10B      206719  SIH 223        HWSA                  SIS          * -  Vis F-A    FI.10B      206719  SR 750        SCFA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206719  SR 750A        SCFW                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206719  SR 751        SCFA                  SIS              Vis F-A    FI.10B      206707  SR 882        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  SR 883        SGFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  SR 884A        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206707  SR 884B        SCFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  SR 888        SCFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  SR 889        SCFW                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206709  SR 889        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  SR 890        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  SR 892        SCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  SR 892A        SCFA                  RCS      - ,      Vis F-A    FI.10B      206708  SR 893        SOCFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206708  SR 894        SUFA                  RCS              Vis F-A    FI.10B      206684  SR 895        SCFW                  CVC              Vis          S F-A    FI.10B      206684  SR 897        SCFA                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206684  SR 899        SCFW                  CVC              Vis F-A    FI.10B      206685  SR 899A        SCFA                  CVC              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              128 of 180
 
Ak
    .=z - EI 111W gly Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A        FI1.10B  20U6b65  IR      0u0      SbIFA                              -  I VIS F-A    I  FI.10B  206713  ISR  903        SCFW                  CVC              Vis F-A        FI.10B  206713    SR  911A        SUFWA                CVC              Vis F-A        FI.10B  206714    SR 916          SUFW                  CVC              Vis          S F-A        FIlOB    206714    SR 918          SUFWA                OCVC              Vis F-A        FI.10B  206708    SR  921        SUFW                  RCS              Vis F-A        FI.10B  206709    SR 924A          SCFW                  RCS              Vis F-A        FI.10B  206687    SR  947        SCFA                  CVC              Vis F-A        FI.10B  206687    SR  948        SCFA                  CVC              Vis F-A    I  FI.10    206687  ISR 948A          SCFW                  CVC          -    Vis  I F-A        FI.10B  206687    SR  949        SCFW                  CVC  I      -    VisI F-A        FI.10B  206687    SR 952A          SCFW                  CVC      -          is F-A        FI.10B  206691    SR 1020          SCFW                    V CVC              V F-A    I  FI.10B  206691  ISR 1021          SCFW                  CVC              Vis  I F-A    I  FI.10B  206691  ISR 1022          SCFW                  CVC              Vis  I        s ii!
F-A        FI.10B  206691    SR 1024          SCFA                  CVC              Vis F-A        FI.10B  206691    SR 1025          SCFA                  CVC              Vis F-A        FI.10B  206689    SR 1107          SCFW                  CVC              Vis F-A        FI.10B  206689    SR 1109          SCFW                  CVC              Vis F-A        FI.10B  206689    SR 1111          SCFA              I    VCVCI          Vis F-A        F1.20C  206682    16 H 3          PUFB                  HIS  I    I      Vis F-A    I  F1.20C  206682    16 H 4          PUFB                  HIS        -  I Vis S
F-A        F1.20C  206682    16 H 5          PUFB                  HIS              Vis F-A        F1.20C  206682    16 H 6          PUFB                  HIS              Vis F-A        F1.20C  206682    16 H 7          PUFB                  HIS              Vis F-A        F1.20C  206683    16 H 29          PUFA                  HIS              Vis F-A        F1.20C  206682    16 H 30          PUFB                  HIS              Vis F-A        F1.20C  206682    16 H 31          HCFA                  HIS              Vis F-A        F1.20C  227782    16 H 132        RGFA                  HIS              Vis F-A        F1.20C  227782    16 HSR 100      SGFA                  HIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                129 of 180
 
Lhldergy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A  I  F1.20C      227782    16 HSR 101        SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206682    16 SR 1          SUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      227782    16 SR 3          SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206685  27 SR 40          SRGFA                CVC              Vis          S F-A    F1.20C      206700    56 H 4            HCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 H 5            HCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 H 6            PCSW                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 H 7            PCFA                  HIS        -    Vis F-A    F1.20C      206700  56 H 8            HCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206702  56 H 9            HUFB                  SIS              Vis F-A  I  F1.20C      206702    56 H 10          HUFB                  HIS              Vis I1 F-A    F1.20C      206702  56 H 10A          PCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206701  56 H 25            PUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206701  56 H 27            PUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206701  56 H 28            PUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206701  56 H 29            PUFB                  HIS              Vis F-A  I  F1.20C      206701    56 H 30          HUFB                  HIS              Vis I F-A    F1.20C      206701  56 H 31            HCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  56 H 132          PGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  56 HSR 100        SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 SR 4            HUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 SR 4A          HUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 SR 5            SUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 SR 7            SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206700  56 SR 8            SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206702    56 SR 10          SCSA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206907    356 SIH 1-1      HGFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911  518 H 1            PUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206681    1752 HSR 1        SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    1753 HSR 1        SGFA                  HIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                130 of 180
 
L.'nevgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule
    --A  I-1 .U  2U    t 20666    AU;H  tH      t-'WI-M                I-U-tI-(          VIS F-A    F1.20C      206667  ACH 66        HCSB                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 67A        PUFM                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 68        HCSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 69        HCSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 69A        PWFM                  RHR              Vis          S F-A    F1.20C      206667  ACH 70        PCSW                  RHR              Vis          S F-A    F1.20C      206670  ACH 71        HWSB                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  ACH 72        HCSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  ACH 73        PWFB                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  ACH 73A        PWSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  ACH 101        PWSA                  RHR              Vis          S F-A    F1.20C      206670  ACH 102        HWSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  ACH 103        HWSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 104        HWSB                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 105        HWSW                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 105B      PWSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  ACH 106        PWSA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 215        PWFW                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 216        PWSW                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 217        PWFA                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 218        PWFA                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 219        PWFA                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 220        HCSW                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206669  ACH 226        HCFW                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 321        HCSW                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 322        PWFW                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 323        PWFW                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206668  ACH 324        PWFW                  RHR      -        Vis F-A    F1.20C      206909  ACH 329        PCFW                    SIS    -        Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              131 of 180
 
      - - I:JdeTgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule I--A    I-1.ZU,,  ZU0000  bI-U  4j        HMVVI-VV                I-U              VIS F-A      F1.20C    206666  BFD 44          PWSW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206663  BFD 45          PWSW                  BFD              Vis          S F-A      F1.20C    206664  BFD 46          HWFW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206664  BFDR 1          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206663  BFDR 2          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206666  BFDR 3          RWFW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206665  BFDR 4          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206664  BFDR 5          RWFW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206665  BFDR 6          RWFW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206664  BFDR 7          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206663  BFDR 8          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206666  BFDR 9          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206665  BFDR 10        RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206663  BFDR 19        RWCM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206664  FRAME Z 6      RGFWA                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206665  FRAME Z 7      RGFWA                  BFD              Vis          S F-A      F1.20C    206666  FRAME Z 8      RGFWA                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206664  HBF    1        HWSW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206663  HBF    2        HWSW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206665  HBF    3        HWSW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206666  HBF    4        HWSW                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206663  HBF    9        RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206663  HBF    9A      RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206664  HBF 10          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206664  HBF 10A        RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206665  HBF 11          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206665  HBF 11A        RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206666  HBF 12          RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C    206666  HBF 12A        RWFM                  BFD              Vis Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                              132 of 180
 
Ellierg)y                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A        F1.20C    206666  1HBF  13        RWFM                  BFU          -  I VIS F-A        F1.20C    206665    HBF 14        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206666    HBF 14        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206666    HBF 15        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206665    HBF 15        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206665    HBF 16        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206666    HBF 16        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206663    HBF 17        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206664    HBF 17        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206663    HBF 18        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206664    HBF 18        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206663    HBF 19        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206664    HBF 19        RWFM                  BFD              Vis F-A        F1.20C    206657    HMS    1      HWSW                  MS                Vis F-A  I    F1.20C    206655  IHMS  2        HWSW                  MS                Vis I F-A  I    F1.20C    206659  IHMS  3        HWSW                  MS                vis I F-A        F1.20C    206661    HMS  4        HWSW                  MS                Vis F-A        F1.20C    206657    HMS  5        RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206657    HMS  5A      RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206655    HMS  6        RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206655    HMS  6A      RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206661    HMS  7        RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206659    HMS  7A      RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206659    HMS  8        RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206661    HMS  8A      RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206659    HMS  9        RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206661    HMS  9        RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206661    HMS  10      RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206659    HMS  10      RWFM                  MS                Vis F-A        F1.20C    206661    HMS  11      RWFM                  MS                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              133 of 180
 
Enftrgy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.20C      206659    HMS  11        RWFM                MS                  - I  VIS F-A    F1.20C      206659    HMS 12        IRWFM                MS    J  _  j    _      Vis F-A    F1.20C      206661  IHMS    12      IRWFM                MMS I      :  I          Vis F-A    F1.20C      206655    HMS 13          PWFM                MS                  - I Vis I    - S      -
F-A    F1.20C      206657    HMS  13        RWFM                MS                      Vis .
F-A    F1.20C      206655    HMS 14          PWFM                MS                      Vis F-A    F1.20C      206657    HMS 14          RWFM                MS                      Vis F-A    F1.200      206655    HMS  15        PWFM                MS                      Vis          := = S F-A    F1.20C      206657    HMS  15        RWFM                MS                      Vis F-A    F1.20C      206655    HMS  16        PGFW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206655    HMS 17          PWSA                MS                      Vis F-A    F1.20C      206659    HMS 18          PWSA                MS                      Vis .
F-A    F1.20C      206661    HMS 19          RWFW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206656    MS 355          HCSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206656    MS 356          HCFW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206658    MS 361          HCSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206658    MS 362          HWSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206662    MS  367        HCSW                MS                      Vis
* F-A    F1.20C      206660    MS 371A        HCSW                MS                      Vis    '>
F-A    F1.20C      206660    MS 372          HWSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206656    MS 373          HCSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206658    MS 374          HCSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206662    MS 375          HUSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206660    MS 376          HUSW                MS                      Vis F-A    F1.20C      206660    MSR    1        RWFM                MS                      Vis F-A    F1.20C      206660    MSR    2        RWFM                MS                      Vis F-A    F1.20C      206658    MSR    3        RWFM                MS                      Vis      -
F-A  I F1.20C      206658  IMSR    4        RWFM                MS                  -  I Vis I
F-A    F1.20C      206662  IMSR    5      tRWFM            j  MS      _      _    j  Vis F-A    F1.20C      206662  JMSR    6      IRWFM                MS    I      I        I Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              134 of 180
 
Li'n/c'gy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iSt Component Schedule F-A    I1-.2UU      zUbb=    IM*,N  /      RWFM                  MS          -  I Vis F-A    F1.20C      206656    MSR    8      RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206660    MSR    9      RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206662    MSR 10        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 11        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206656    MSR 12        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 13        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206660    MSR 14        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206660    MSR 15        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 16        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 17        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206656    MSR 18        RWFM                  MS          -  I Vis I F-A    F1.20C      206662    MSR 19        RWFM                  MS                V Vis--
F-A    F1.20C      206660    MSR 20        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 21        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206656    MSR 22        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206660    MSR 23        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 24        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206662    MSR 25        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206660    MSR 26        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 27        RWFM                  MS                VisVis F-A    F1.200      206656    MSR 28        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206658    MSR 29        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.200      206656    MSR 30        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206659    PR  I        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206661    PR  I        RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206665    PR  1        RWFM                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206666    PR  I        RWFM                  BFD              Vis F-A      F1.20C      206666    PR  2          RWFM                BFD              Vis F-A      F1.20C      206659    PR  2          RWFM                MS                Vis          s Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              135 of 180
 
::Z=
fvle(rgy                                  Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iS1 Component Schedule
                                        -7:-
F-A    F1.20C      206661  PR    2      RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206665  PR    2      RWFM                  BFD              Vis          S F-A    F1.20C      206665  PR    3      RWFM                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206661  PR    3      RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206659  PR    3      RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206666  PR    3      RWFM                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206655  PR    4      RWFM                  MS                VisVis F-A    F1.20C      206664  PR    4      RWFM                  BFD              Vis          S F-A    F1.20C      206657  PR    4      RWFM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206663  PR    4      RWFM                  BFD              Vis          S F-A    F1.20C      206663  PR    5      RWFM                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206664  PR    5      RWFM                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206657  PR    5      RWFM                  MS                Vis          S F-A    F1.20C      206655  PR    5      RWFM                  MS      -        Vis          S F-A    F1.20C      206655  PR    6      RWCM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206655  PR    7      RWCM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206657  PR    8      RWCN                  MS                Vis F-A    F1.20C      206657  PR    9      RWCN                  MS                Vis F-A    F1.20C      206655  PR  10      RWCB                  MS                VisVis F-A    F1.20C      206655  PR  11      RWCB                  MS      -        Vis F-A    F1.20C      206659  PR  12      RWCN                  MS                Vis--i F-A    F1.20C      206659  PR  13      RGCM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206661  PR  14      RWCM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206661  PR  15      RWCM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206659  PR  16      RWCM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206659  PR  17      RWCM                  MS                Vis F-A    F1.20C      206665  PR  18      RWCM                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206663  PR  19      RGCM                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206657  PR  31      RGFB                  MS                Vis F-A    F1.20C      206657  PR  32      RWFB                  MS                Vis--i Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            136 of 180
 
Dd(rk Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iSI Component Schedule F-A    FI1.20M      2U(tibb, I-'K  41      1(,-Ab                M-5              VIS F-A    F1.20C      206909  PWR 133        RGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206909  PWR 135        RGFB                  SiS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 136        RGFWA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 137        RGFB                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 138        RGFB                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 139        RGFM                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 140        RGFB                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 141        RGFB                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 142        RGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 143        RGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  PWR 144        RGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206664  R    11        RWFB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206664  R    12        RUCB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      '206664  R    13        RUCB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206663  R    21        RGFB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206663  R    22        RGFB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206663  R    23        RUCB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206663  R    24        RUCB                  BFD              Vis F-A    F1.200      206655  R    42        RUCB                  MS                Vis F-A    F1.20C      206655  R    43        RUCB                  MS                Vis F-A    F1.20C      206665  R    51        RWFB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206665  R    52        RUCB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206665  R    53        RUCB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206666  R    61        RGFB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206666  R    62        RGFB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206666  R    63        RGCB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206666  R    64        RGCB                  BFD              Vis F-A    F1.20C      206659  R    71        RGFB                  MS                Vis F-A    F1.20C      206659  R    72        RGFB                  MS                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            137 of 180
 
i1ui/ergy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.20C      206659    R  73          RUCB                  MS                Vis F-A    F1.20C      206661    R  81          RGFW                  MS                Vis F-A    F1.20C      206661    R  82          RUCB                  MS                Vis F-A    F1.20C      206661    R  83          RUCB                  MS                Vis F-A    F1.20C      206655    RESTR LNI        RWFWA                MS                Vis F-A    F1.20C      206657    RESTR LN2        RWFWA                MS                Vis F-A    F1.20C      206659    RESTR LN3        RWFWA                MS                Vis F-A    F1.20C      206661    RESTR LN4        RGFWA                MS                Vis F-A    F1.20C      206663  RESTR LN5        RGFWA                BFD              Vis F-A    F1.20C      206682  RSR  34A        SUFB                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SI HSR 100      SGFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SIH  1          PWSA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SIH  2          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SIH  4          PWFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SIH  5          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SIH  5A        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SIH  6          HWFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SIH  7          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.200      206694  SIH  8          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SIH  9          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SIH  10          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SIH  11          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SIH  12          HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206703  SIH  123        PWSA                  sIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SIH  14          HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SIH  14A        HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SIH  15          HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SIH  16          HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SIH  17          HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SIH  18          HCFW                  SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              138 of 180
 
Ask Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A  1 1-1.20U    2U0ibi7  R1H  ly        MUI-A                              -  I Vis F-A    F1.20C      206677    SIH 20        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206677    SIH 21        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206678    SIH 22        HCFB                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206678    SIH 23        HCFB                  SIS              Vis--i F-A    F1.20C      206705    SIH 34        HWSA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206705    SIH 35        HCSA                  SiS              Vis F-A  I F1.20C      206706    ISIH 36        HCSA                  SIS          - I Vis F-A    F1.20C      206706    SIH 37        PWFMA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 38        HCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 39        HGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 40        PGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 41        PGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      227782    SIH 42        HCSA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206706    SIH 44        HCSA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206706    SIH 45        HCSA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      227782    SIH 46        HCSA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 49        PWSW                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 50        PGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 51        HCSA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 52        HCSA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206706    SIH 53        HCSA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206703    SIH 58        HWSA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206703    SIH 58A      PWSA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911    SIH 68        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911    SIH 69        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911    SIH 70        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911    SIH 71        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911    SIH 72        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911    SIH 73        PWSA                  SIS          -  Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            139 of 180
 
I9ner.}
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.20C      206911    SIH  74        HCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206911    SIH 75          HCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206695    SIH 101        PWFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206695    SIH 102        HCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206695    SIH 103        HCFA                SIS              Vis I
F-A    F1.20C      206695    SIH 104        HCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206678    SIH 105        PWFM                SIS              Vis F-A    F1.20C      206678    SIH 106        HCFW                SIS              Vis I F-A    F1.20C      206678    SIH 107        HCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206678    SIH 108        HCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 109        PUFB                HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 110        PWFWA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 111        PWFWA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SIH 112A        PWSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 113        HCSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 114        HWSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 116        HWSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 117        HCSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SIH 118        HCSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206705  SIH 119        PWFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206705  SIH 120        PWSA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206705    SIH 121        HCSA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206705    SIH 122        HWUSA                SIS      -        Vis F-A    F1.20C      206704    SIH 151        HCFW                SIS              Vis          S F-A    F1.20C      206704  SIH 152        HCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206704    SIH 153        PWFM                SIS              Vis          S F-A    F1.20C      206704    SIH 154        HCFMW                SIS              Vis F-A    Fl.20C      206704    SIH 155A        HCFA                SIS          -    Vis F-A    F1.20C      206699    SIH 156        PUFB                HIS              Vis F-A    F1.20C      206699    SIH 157        HCFA                HIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevOxls                              140 of 180
 
I:'iergy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule I--A    I-F1.2U    2Ubb99  651H 15i        PHWI-                HIS              VIS F-A    F1.20C      206699  SIH 159        PWFC                HIS              Vis F-A    F1.20C      206699  SIH 160        HUFB                HIS              Vis F-A    F1.20C      206699  SIH 161        PWFC                HIS              Vis F-A    F1.20C      206699  SIH 162        HCFA                HIS      -        Vis F-A    F1.20C      206682  SIH 163        HCFA                HIS      -        Vis F-A    F1.20C      206682  SIH 164        HCFA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206682  SIH 165        PWFC                HIS              Vis F-A    F1.20C      206682  SIH 166        PWFC                HIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 170        HCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 171        HCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 172        HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 173        HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 174A      HCFMW                SIS      -        Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 175        PWFM                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 176        HGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 177        PWFM                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206907  SIH 178        HCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206909  SIH 188        PWFA                  SIS              Vis          S F-A    F1.20C      206909  SIH 189        PWFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206909  SIH 189A      PCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 190        PWFM                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 191        PGFM                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 192        PWFMW                SIS              Vis          S F-A    F1.20C      206910  SIH 192A      PWFM                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 193        PWFMW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 194        PUSMA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 195        PWFMA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 196        PWFM                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIH 197        PUFW                  SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            141 of 180
 
6diergpy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.20C      206910  SIH 198          PUFW                5        -  -  I V's F-A    F1.20C      206910  SIH 199          PUFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206908  SIH 214          PWFMW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206704  SIH 218          HCSW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206906  SIH 219          HCSW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206909  SIH 220          HCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206909  SIH 221          HCSW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206909  SIH 222          PWFMW                SIS              Vis          S F-A    F1.20C      206730  SIH 226          HWFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206730  SIH 227          PGSB                SIS              Vis F-A    F1.20C      206730  SIH 228          HCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SIH 251          PWSA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SIH 253          PWSA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SIH 255          PWSA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SIH 257          PWSA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206681  SIH 16 H 1        HCSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206682  SIS H 1          HUFB                HIS              Vis F-A    F1.20C      206683  SIS H 3          HCSA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206683  SIS R 2          RUFA                HIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    1          SWFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    1A        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    2          SCFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    3          SUFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    4          SWFW                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    5          SUFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    6          SUFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    7          SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206677  SR    8A          SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206678  SR    8C          SCFWA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206678  SR    9          SUFA                SIS      -  -  Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              142 of 180
 
Ei ivrzyy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.20C      206678  SR  10        SUi-A                bib              VIS F-A    F1.20C      206678  SR  11        SGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206678  SR  11A      SCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206678  SR  12        SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206678  SR  13        SUFB                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206678  SR  13A      SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206678  SR  13B      SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  14        SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  14A      SCFA                  SIS      -        Vis F-A    F1.20C      206694  SR  15        SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  16        SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  17        SWFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  18        SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  19        SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  20        SWFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206694  SR  21A      SWFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  21C      SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  22        SUFA                  SIS              Vis-F-A    F1.20C      206695  SR  23        SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  24        SGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  24A      SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  25        SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  26        SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  26A      SUFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206695  SR  26B      SCFA                  SIS      -        Vis F-A    F1.20C      206726  SR  27        SGFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SR  28        SGFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SR  29        SGFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SR  30        SGFB                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SR  31        SGFB                  SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xis                            143 of 180
 
Efiler1gy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.20C      206726  SR  31A      SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206726  SR  32        SWFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206724  SR  44A      SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206667  SR  51        SGFW                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206706  SR  53        SCFA                  SIS              Vis          In accessible-High Rad area F-A    F1.20C      206667  SR  53        SWFA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  SR  54        SCFW                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  SR  56        SCFW                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  SR  57        SCFWA                RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  SR  58        SWFA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  SR  59        SWFA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  SR  60        SWFA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  SR  61        SWFA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206670  SR  62        SCFA                  RHR              Vis F-A    F1.20C      206667  SR  63        SCFA                RHR              Vis F-A    F1.20C      206703  SR  64        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206911  SR  67        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206911  SR  67A        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206911  SR  67B        SUFB                SIS              Vis F-A    F1.20C      206911  SIR  67C        SUFB                SIS              Vis F-A    F1.20C      206911  SR  68        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206911  SIR  69        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206706  SR  72        SGFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206706  SR  72A        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206706  SR  73        SWFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206706  SR  74        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206706  SIR  75        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206705  SR  75A        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206727  SR  75B        SCFA                SIS              Vis F-A    F1.20C      206705  SR  75C        SCFA                SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            144 of 180
 
hIIIerg'y                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule I--A  I  I1.2UU    ZUb[Ub    bI-( 10        Z:U&#xfd;.A                                  Vis F-A      F1.20C      206705  ISR  77        JSCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C  1  206705  ISR  77A      JSCFA                  SIS      -        Vis F-A      F1.20C      206705  ISR  78        JSCFA                  SIS              Vis F-A  I  F1.20C      206705    SR  78A        SCFA                  SIS              Vis  I F-A      F1.20C      206705    SR  79        SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206705    SR  80        SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206705    SR  80A        SCFA                  SIS        -      Vis F-A      F1.20C      206705    SR  81        SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206705    SR  82        SCFWA                SIS              Vis F-A      F1.20C      206705    SR  82A        SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206705    SR  82B        SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206706    SR  83        SWFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      227782    SR  84        SCFA                  HIS              Vis F-A      F1.20C      227782    SR  84A        SGFA                  HIS              Vis F-A      F1.20C      227782    SR  84B        SGFA                  HIS              Vis F-A  I  F1.20C      206698    SIR  84C        SGFA                  HIS              Vis I F-A    F1.20C      227782    SR  85        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SR  86        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  86A        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  86B        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  86C        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  87        SCFA                  HIS              Vis F-A  I  F1.20C      206681    SR  88        SCFA                  HIS              Vis I F-A    F1.20C      206681    SR  89        SWFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  90        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  91        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  91A        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698    SR  92        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681    SR  93        SCFA                  HIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              145 of 180
 
Alk Lidergy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports IS Component Schedule F-A    F1.20C      206681  SR  94        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  95        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  95A        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  95B        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  96        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  97        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  98        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206681  SR  100        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  101        SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  101A      SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206698  SR  102        SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206704  SR 700          SCFW                  SIS              Vis          S F-A    F1.20C      206704  SR 701          SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206704  SR  701A        SCFA                  SIS              Vis F-A    F1.20C.      206699  SR  704        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206699  SR  705        SGFW                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206699  SR  706        SGFW                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206699  SR  707        SGFW                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206682  SR 709          SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206682  SR  710        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206682  SR  711        SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206682  SR  712        SGFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206699  SR  721        SCFA                  HIS              Vis F-A    F1.20C      206909  SR  723        SGFW                  SIS              Vis          S F-A    F1.20C      206909  SR 724          SGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SIR 726        SGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SR 728          SGFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SR  729        SGFW                  SIS              Vis F7A    F1.20C      206910  SR 731          SCFW                  SIS              Vis F-A    F1.20C      206910  SR 732          SCFW                  SIS              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              146 of 180
 
      - i1uihrgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iSi Component Schedule F-A      F1.20C      206908  SR 739          SGFW                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206704  SR 746          SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206668  SR 747A        SCFA                  RHR              Vis F-A      F1.20C      206668  SR 747B        SCFA                  RHR              Vis F-A      F1.20C      206721  SR 757          SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206730  SR 762          SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206730  SR  762A        SCFA                  SIS-              Vis F-A      F1.20C      206730  SR 763          SCFA                  SIS              Vis F-A      F1.20C      206730  SR 764          SCFWA                SIS              Vis F-A      FI.30D    9321F2565  13 SR  1      SCFW                CCW                Vis F-A      FI.30D    9321F2565  14 SR  2      SCFW                CCW                Vis F-A      FI.30D  9321F2563-BB 52ACH 1          HWVB                CCW                Vis F-A      FI.30D    9321F2570  52H  1          HCFS                COW                Vis F-A      F1.30D    9321F2570  52H  2          HCFS                CCW                Vis          -7 F-A      FI.30D    9321F2570  52H  3          HCFS                CCW                Vis F-A      FI.30D    9321F2561,3 52SR 1          SCFB                COW                Vis F-A      F1.30D    9321F2561,3 52SR 2          SUFB                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2563  52SR 3          SUFB                CCW                Vis F-A      F1.30D  9321F2563-PLN 53ACH 1          HWVB                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321 F2570 53ACHX 1        PWGS                COW              Vis F-A      F1.30D    9321 F2570 53ACHX 2        PWGS                CCW              Vis F-A      F1.30D    9321F2570  53ACHX 3        PWGS                CCW              Vis F-A      FI.30D    9321F2563  53SR 1          SCFW                CCW              Vis F-A      F1.30D    9321F2561,3 53SR 2          SCFB                CCW              Vis F-A      FI.30D    9321F2561,3 53SR 3          SUFB                CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2561,3 53SR 4          SUFB                CCW              Vis F-A    FI.30D    9321F2561  53SR 5          SUFB                CCW              Vis F-A    FI.30D    9321F2561,3 53SR 6          SUFB                CCW              Vis F-A    FI.30D    9321F2561,3 317SR 1          SCFW                CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2561,3 318ACH 1        HWVB                CCW              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              147 of 180
 
A" h~~
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports IS Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2561-95' 318ACH 2      PWVS                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2561,3  318SR 1        SCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2561,3  318SR 2        SCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2561,3  318SR 3        SCUB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321 F2561,3 318SR 4        SCFW                  CCW              Vis F-A    FI.30D    9321 F2561,3 318SR 5        SCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321 F2561,3 318SR 6        SCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321 F2561,3 318SR 7        SWFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2571  ACH  1        HWVW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2571  ACH  2        HWV\B                CCW              Vis F-A    FI.30D      9321F2572  ACH  3        HTVW                  CCW      -        Vis F-A    FI.30D      9321F2572  ACH  4        PWVS                  CCW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2572  ACH  5        PWVS                  CCW      -        Vis F-A    FI.30D      9321F2570  ACH 60        PWGS                  CCW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 61        PWGS                  CCW      -        Vis F-A    FI.30D      9321F2570  ACH 62        PWGS                  CCW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 75        HCVD                  CCW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 76        HUFW                  CCW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 77        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 77A        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 78        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 78A        HUVB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 79        HCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 79A        HCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 80        HCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 81        HCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 81A        HCFB                  CCW              Vis          S F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 82        HCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 83        PUFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 83A        PUFB                  CCW              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              148 of 180
 
I I I rgy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 84        HUFB                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 84A        HUFB                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2570  ACH 85        PUFB                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2570  ACH 86        HUFB                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2678  ACH 107        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2678  ACH 108        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2678  ACH 109        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2678  ACH 112        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2678  ACH 113        PWGS                COW                Vis          S F-A    F1.30D      9321F2678  ACH 114        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321 F2677 ACH 126        HCFW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321 F2677 ACH 129        HUSB                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2677  ACH 130        PXFB                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2677  ACH 133        HCFW                CCW                Vis    IS F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 201        HCFW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 202        HUFW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 203        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 204        PWGS                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2565  ACH 205        PWGS                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2565  ACH 205A      PFGB                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2565  ACH 206        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 207        PWGS                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2565  ACH 208        PWGS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 209        PWGD                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2565  ACH 210        PWGW                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2561,3 ACH 210A      HCFW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 211        PWGD                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 212        PWGW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 212A      PWVS                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 213        HCFW                CCW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              149 of 180
 
L"Idurgy                                          Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule I RIEMARKS 1--A    -1.JUU    9jz1I-~zbO  AUH Zll        IZI1-4WLVV                                VIS F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 238        HCFW                  CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 239        HCFW                    CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 240        PWGS                  CCW              Vis F-A    FI.30D      9321F2565  ACH 241        PWGS                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 275        PWGS                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 276        PWGS                    CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 277        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2565  ACH 278        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2561  ACH 325        HCVW                  CCW              Vis F-A    FI.30D    9321F2561-66' ACH 326        HWFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321 F2561,3 ACH 327        HCVD                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2563-BB  ACH 328        HWVB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321 F2561,3 ACH 330        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2655  ACH 404        PUFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 405        PWGW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 406        PUFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 407        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 408        HUFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 409        HCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 410        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 411        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 415        PWGW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 416        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 416A        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 417        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      A208183    ACH 418        HCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 419        HUFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 420        HCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D      9321F2570  ACH 421        HCFW                    CCW              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                150 of 180
 
      ~limergy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISJ Component Schedule F-A    F1.30D      9321F2570 ACH 422        HCVW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2570 ACH 422A      HCFW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2570 ACH 422B      HCFW                CCW                Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 60          HCVW                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 61          PWTW                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 62          PWGW                AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFD 63          HTVB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 64          HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 65          HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 66          HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 67          PWGS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 68          PWFS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 69          PWGS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 70          PWTB                AFW              Vis F-A    Fl.30D      9321F2126 BFD 71          HCVW                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 72          PWGW                AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFD 73          HTVB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 74          HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 75          PWGS                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 76          PWTB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 77          HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 78          HCFB                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 79          PWGS                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 80          PWFS                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 81          HCVB                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 82          HCVB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 83          HCVW                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 84          PWTW                AFW              Vis F-A    FI.30D    9321F2127HH BFD 85          PWVS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 86          HCFB                AFW              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            151 of 180
 
        /Diftrgy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2126  BFD 87        HCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126  BFD 88        PWGS                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126  BFD 88A      PWGS                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126  BFD 89        HCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126  BFD 90        HCFB                AFW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 91        PWGS                AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 92        PWTB                AFW                Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 93        PUVW                AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFD 94        PWVS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 95        HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 96        HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 97        PWTB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 98        PWGS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 99        PWTB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 100        HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 101        PWGS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 102        PWGS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 103        HCVB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 104        HCVB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 105        HCVB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 106        PWGS                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 107        PWGB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 108        HCFB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 109        PWTB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 110        PWTW                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 111        HCVB                AFW              Vis F-A    F1.30D      9321F2224 BFD 115        PWGS                AFW              Vis F-A    FI.30D      9321F2126 BFD 135        HUFB                AFW          -    Vis          S F-A    F.30D      9321F2126 BFD 136        HUFB                AFW              Vis          S F-A    F1.30D      9321F2126 BFD 137        PUFB                AFW              Vis          S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            152 of 180
 
Luftrgoy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2126  BFD 138          HUI-B              AI-W              V'S F-A    F1.30D    9321 F2127W BFD 235        PUGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321 F2127W BFD 236        PUGB                AFW                Vis AFW                Vis 9321F2127W  BFD 237          PUGB F-A    FI.30D F-A    F1.30D    9321F2127W  BFD 238          PUGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127W  BFD 239          RUGB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2127W  BED 240          RUGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127W. BFD 241          RUGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  16        RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  17        RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  18        RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  19        RFGW                AFW                Vis S
F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  20        RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR 21          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR 23          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR 24          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFDR 25          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127FF BFDR 26          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFDR 28          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFDR 29          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFDR  30        RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH BFDR  31        RFGW                AFW                Vis F-A. F1.30D    9321F2127HH BFDR 32          RFGW                AFW                Vis I
F-A    F1.30D    9321F2127HH BFDR 33          RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  34        RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  35        RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  36        RFGB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2224  BFDR  37        RFGB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2224  BFDR  38        RFGB                AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  BFDR  39        RFGB                AFW              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              153 of 180
 
1f11 ergyy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A      F1.30D    9321F2224  BFDR    41      RFGB                AFW                ViS F-A      F1.30D    9321F2224  BFDR    42      RFGB                AFW                Vis F-A      F1.30D    9321F2224  BFDR    43      RFGB                AFW                Vis F-A      F1.30D    9321F2224  BFDR    44      RFGB                AFW                Vis F-A      F1.30D    9321F2224  BFDR    45      RFGB                AFW                Vis F-A      F1.300    9321F2224 BFDR    46      RFGB                AFW      -Vis F-A      F1.30D    9321F2224  BFDR    47      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    48      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    49      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    50      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    51      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    52      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    53      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    54      RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    55      RFGB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2224 BFDR 56          RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR 57          RFGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224 BFDR    58      RFGW                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2263 CD 231            PWVS                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2264 CDR    3          RXGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2264 CDR    4          RXGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2263 CT 143            PWVS"                AFW                Vis          S F-A    F1.30D    9321F2126 CT 144            HCVB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126 CT 145            HUVB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126 CT 146            HCVB                AFW                Vis          S F-A    F1.30D    9321F2126 CT 147            HCVB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126 CT 148            HCVB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126 CT 149            PWGS                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126 CT 150            PWGS                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126 CT 151            PWGS                AFW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                154 of 180
 
Eidergy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2126  CT 152        PWGS                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126  HSR 001      SCFB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2126  HSR 002      SCFB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2126  HSR 003      SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2126  SR 100        SUGW                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2678  SR 103        SFTB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2678  SR 104        SFTB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2678  SR 105        SFTB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2678  SR 111        SFTB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2678  SR 112        SFTB                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208495  SR 119        SCFB                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208495  SR 120        SCFB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2677  SR 121        SUFB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2677  SR 121A        SUFB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2677  SR 122        SCFW                CCW                Vis F-A    Fl.30D    9321F2677  SR 123        SUGB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2570  SR 124        SUFB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2677  SR 124A        SCFB                CCW                Vis F-A    FI.30D    9321F2570  SR 125        SUGB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2570  SR 126        SXGB                CCW                Vis          S F-A    F1.30D    9321F2570  SR 127        SXGB                CCW                Vis F-A    Fl.30D    9321F2570  SR 128        SXGB                CCW                Vis F-A    Fl.30D    9321F2570  SR 129        SWFW                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2570  SR 131        PUGB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2570  SR 132        SXGB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2570  SR 133        SXGB                CCW                Vis F-A    FI.30D    9321F2570  SR 134        SXGB.              CCW                Vis F-A    FI.30D    9321F2570  SR 135        SUGB                CCW                Vis F-A    F1.30D    9321F2570  SR 136        SUGB                CCW                Vis F-A    Fl.30D    9321F2677  SR 136A        SCFB                CCW    I          Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            155 of 180
 
AMuit'g Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30D      9321F2677 SR 137          SUGB                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2677 SR 138          SCFW                CCW      -        Vis F-A    FI.30D      9321F2677 SR 138A        SCFW                CCW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2570 SR 163          SCFW                CCW                Vis F-A    Fl.30D      9321F2570 SR 164          SUGW                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208183  SR 166          SUFB                CCW                Vis F-A    FI.30D      A208183  SR 167          SUGB                CCW                Vis F-A    FI.30D      A208183  SR 168          SCFB                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208183  SR 169          SUGB                CCW      -        Vis F-A    FI.30D      A208183  SR 170          SFTW                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208183  SR 171          SFTW                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208183  SR 171A        SUFB                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208183  SR 172          SUFB                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208183  SR 173          SUGB                CCW                Vis F-A    F1.30D      A208183  SR 174          SUGB                CCW                Vis F-A    FI.30D      A208183  SR 174A        SUGB                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2570 SR 176          SUGW                CCW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR 370          SWGW                  SW                Vis F-A    Fl.30D      9321F2571 SR 370A        SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR 370B        SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR 371          SWGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR 371A        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR  371B      SCFW                  SW        -      Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR 372          SWGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR  373        SWGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR 374          SWGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR  375        SWGW                  SW        -      Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR  376        SWGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2257 SR 376A        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2571 SR 377          SWFW                  SW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              156 of 180
 
1:.nhgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iS1 Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2257  SR 377A      SCFW                  SW                VIs F-A    F1.30D    9321F2257  SR 395        SUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SR 395A      SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SR 396        SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SR 396A      SWFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SR 397        SUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SR 398        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SR 400        SUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SR 401        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D  9321F2257 A-A SR 405B      SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 427A      SWFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2'106  SR 427B      SFGB                  SW                Vis F-A    FI.30D    9321F2106  SR 428A      SWFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 428B      SFGB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 429A      SWFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 429B      SFGB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 430A      SWFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 430B      SFGB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 431A      SWFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 431B      SFGB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 432A      SWFB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SR 432B      SFGB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 448        SCFB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2224  SR 448A      SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 449        SCFB                AFW                Vis F-A    Fl.30D    9321F2224  SR 449A      SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 450        SFTB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2224  SR 450A      SCFB                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 451        SUFB                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 451A      SCFW                  AFW              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            157 of 180
 
AN ftrg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iS1 Component Schedule F-A    F1.30D      9321F2224  SK 4b2        buFL-                AI-VV                VIS F-A    F1.30D      9321F2224  SR 453        SFTB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 453A      SCUB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 454        SCFB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 454A      SCFB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 455        SCFB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 456        SFTB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 456A      SCFB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 457        SFTB                AFW                  Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 457A      SCFB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 458        SCFB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 458A      SCFB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 460        SUFB                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127 A-A SR 460A      SUFB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2127  SR 461        SUFB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 462        SUGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 463        SCGW                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 463A      SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 464        SCGW                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 464B      SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 465        SCGW                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 465B      SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 466        SCGW                  AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2127HH  SR 466B      SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 467        SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 467A      SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 467B      SCGB                  AFW              . Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 468        SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 468A      SCGB                  AFW                Vis F-A    F1.30D      9321F2224  SR 469        SCGB                  AFW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              158 of 180
 
Lidunrgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2224  SR 469A        SUUB                AI-VW              VIS F-A    F1.30D    9321F2224  SR 470        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 470A        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 472        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 472A        SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 476        SCGB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2224  SR 476A        SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 477        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 477A        SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 478        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 478A        SCFB                AFW                Vis          S F-A    F1.30D    9321F2224  SR 479        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 479A        SCFB                AFW                Vis F1.30D    9321F2224  SR 480        SCGB                AFW                Vis    IS F-A F-A    F1.30D    9321F2224  SR 481        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 482        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 483        SCGB                AFW      -        Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR 484        SFTB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  485        SFTB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  487        SFTB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  488        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  489        SCGB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  491        SFTB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  493        SFTB                AFW                Vis F-A    FI.30D    9321F2224  SR  494        SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  494A      SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  495        SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  495A      SCFB                AFW                Vis a F-A    F1.30D    9321F2224  SR  496        SCFB                AFW                Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR  496A        SCFB                AFW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            159 of 180
 
Alk i2&#xfd;
    .Z=Z. EVer."y Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    I F1.30D    9321F2224    Z 497      SCFB                AFW          -  I Vis F-A      F1.30D    9321F2224  SR 498        SCFB                AFW          -  I Vis F-A      F1.30D    9321F2224  SR 498A      SCFB                AFW                Vis F-A      F1.30D    9321F2106  SR  550      SCFB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2106  SR  551      SFGB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2106  SR  552      SFGB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2106  SR  553      SCFB                  SW                Vis F-A      F1.30D    A208183  SR  576      SUFB                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2701  SR 634        SCFB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2701  SR 639        SCFB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2701  SR 644        SCFB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2701  SR 645        SCFB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2701  SR 646        SCFB                  SW                Vis F-A      F1.30D    9321F2701  SR 651        SUGB                  SW                Vis          S F-A      F1.30D    9321F2701  SR 652        SUGB                  SW                Vis F-A      FI.30D    9321F2563  SR  766      SCFB                CCW                Vis F-A      Fl.30D    9321F2565  SR  785      SCFW                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR  786      SCFB                CCW                Vis F-A      FI.30D    9321F2565  SR  787      SCFW                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR  788      SFTB                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR 789        SFTB                CCW                Vis F-A      FI.30D    9321F2565  SR 790        SFTB                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR 791        SFTB                CCW                Vis F-A    I F1.30D I  9321F2565 ISR 792        SFTB                CCW          -  I Vis I F-A      F1.30D    9321F2565  SR 793        SFTB                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR 794        SFTD                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR 795        SFTW                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR 796        SFTW                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR 797        SFTW                CCW                Vis F-A      F1.30D    9321F2565  SR 798        SCFW                CCW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            160 of 180
 
Alk Eidertgy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30LD    93211-2bbb SK  [99      bv.-;W 5CFW                                  VIS F-A    F1.30D    9321F2565  SR 800        SCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR 821        SCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR 822        SCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR 823        SFTB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR 824        SFTB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR  854      SFTB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR  855      SFTB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR 856        SCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR 856A        SCFB                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2565  SR 857        SCFW                  CCW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A 1        SCFB                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A 5        SCFB                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A 6        SCFB                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A 7        SCFB                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A 8        SCFW                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A 9        SCFW                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A10        SCFW                  AFW              Vis F-A    FI.30D    9321F2224  SR A12        SCFW                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2224  SR A23        SCFB                  AFW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1134        SCFW                  SW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1135        SXGW                  SW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1136        SXGW                  SW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1137        SCFW                  SW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1137A      SCFW                  SW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1141        SWGW                  SW              Vis F-A    FI.30D    9321F2690  SR 1142        SCFW                  SW              Vis F-A    FI.30D    9321F2690  SR 1142A      SUFW                  SW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1143        SXGW                  SW              Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1144        SCFW                  SW              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            161 of 180
 
I:Tncregy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iSi Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1145        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1151        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1152        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1153        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1154        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1156        SXGW                  SW      -        Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1156B      SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1160        SXGW                  SW                Vis          S F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1161        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1161A      SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1161B      SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1162        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1164        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1165        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1166        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1168        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1168A      SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1173        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1174        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1175        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1177        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1177A      SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1180        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1181        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1182        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1189        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1190        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SR 1191        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1193        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SR 1193A      SXGW                  SW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xis                            162 of 180
 
LMiilrg~y                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1193B        SXGW                  SW                VIS F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1193C        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1193D        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1193E        SXGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1194        SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1194A        SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1195        SXGB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1195A        SXGB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1195B        SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1195C        SCFB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1196        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SR 1196A        SCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    1        HWVW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    2        PWVW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    3        HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  4        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    5        PUFW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    6        PUFW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    6A        PUFW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    7        PUFW                SW                Vis F-A    F130D      9321F2690  SWH    8        PUFW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH    8A        PUFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690,1 SWH    9        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH  10        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690,2 SWH  12        PWVW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  13        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  14        PUFW                SW                Vis          S F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  15        PUFW                SW          -    Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  16        PUFW                SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  16A      PUFW                  SW                Vis Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                              163 of 180
 
I I(i wgy                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports iS1 Component Schedule F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  17        PUFW                  SW                VIS-Vs F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  19        HUVW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  20        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  21        PUFW                  SW                V Vis--
F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  22        PUFW                  SW                VisVis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  23        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  23A      PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  24        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  25        PUFW                  SW      -        Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  25A      PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690,1 SWH  26        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH  27        PUFW                  SW                V Vis--
F-A    F1.30D      9321F2691  SWH 28          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH  29        PUFW                  SW                Vis F-A    FI.30D      9321F2691  SWH 30          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH 31          HWVW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH 32          HUGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH 33          HUGW                  SW                VisVis F-A    F1.30D      9321 F2690 SWH 34          HUGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH 35          HUVW                  SW      -        Vis          S F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  36        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH 37          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH 38          HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH  39        HUFD                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH 40          HUGW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH 41          HUFB                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2691  SWH 42          HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH  43        HUVW                  SW                Vis F-A    F1.30D      9321F2690  SWH 44          HCFW                  SW                Vis--i F-A    F1.30D      9321F2690  SWH 45          HUFW                  SW                Vis Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                              164 of 180
 
LiIder~gy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A    H1.30U    9321-2btu9 ZWH    4i      hUI-V                bVV              VIS F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 47          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 48          PUFW                  SW                Vis F-A    FI.30D    9321F2690  SWH 48A        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 49          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 50          HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 50A        HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 51          HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 52          HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 54          HUVW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 55          HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 56          HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 57          HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 58          HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 59          HUFW                  SW                Vis F-A    FI.30D    9321F2690  SWH 59A        HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 60          HUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 62          HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 63          HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 64          HUGW                  SW                Vis F-A    Fl.30D    9321F2690  SWH 65          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 66          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 67          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 67A        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 68          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 69          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 69A        PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 70          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 71          PUFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 72          HUFW                  SW                Vis Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                              165 of 180
 
      -- fL1I(orgy                                  Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISi Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2691  ISWH 73        HUFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 74        HUFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 75        HUGW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 76        HUGW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 76A      HFFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 77        HUFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 78        HUGW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 78A      HWVW                SW                Vis F-A    FI.30D    9321F2690  SWH 79        HUVW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 80        PUFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2690  SWH 81        HUFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 82        HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 83        HUFD                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 84        HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 85        PUFB                SW        -      Vis F-A    F1.30D    9321F2691  SWH 86        PFGB                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 105        PWVS                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 108        PWGS                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 109        HCVB                SW                Vis I F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 110        PWGS                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 112        HWVB                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F270.1  SWH 113        PWVS                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 114        PWVS                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 115        PWGS                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 116        PWGS                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2701  SWH 117        PWVS                SW                Vis F-A    FI.30D    9321F2570  SWH 150        HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2570  SWH 151        HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 152        PWGW                SW                Vis F-A    FI.30D    9321F2571  SWH 153        PWGW                SW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                            166 of 180
 
    -  Uuhrgy                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports IS Component Schedule F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 154        HGtF-D                            -  I VIS F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 155        HCFD                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 156        HCVW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 157        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 158        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 159        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 160        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2571  SWH 161        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2572  SWH 164        HCFW                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 178        PXGB                  Sw            - I Vis I F-A    FI.30D    9321F2257  SWH 179        PXGB                  SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 180          PXGB                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 181          PXGB                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 182          HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 183          PWVB                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 184          HCFW                SW      -        Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 185          HCFW                SW        -      Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 186          HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 187          HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 188          HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2257  SWH 189          HCFW                SW                Vis F-A    FI.30D    9321F2257  SWH 190          HCFW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SWN    11        PUGW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SWN    12        PUGW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SWN    13        PUGD                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SWN    14        PUGD                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SWN    15        PUGW                SW                Vis F-A    F1.30D    9321F2106  SWN 16          PUGW                SW                Vis          S F-A    F1.30D      A207507  SWN 163          PFGB                SW                Vis F-A    F1.30D      A207507  SWN 164          PFGB                SW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                              167 of 180
 
        &#xfd;. L-V ergy
    '111111h.=;;
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Component Supports ISI Component Schedule F-A            F1.30D 9321F2126  SWT 151        HCFB                AFW                Vis F-A            F1.30D 9321F2126  SWT 152        HCFB                AFW                Vis F-A            FI.30D 9321F2126  SWT 153        HCFB                AFW                Vis F-A            F1.40B  206918  PZR            PWFB                  RCS              Vis F-A            F1.40B  206923  RCP 21        PBFA                  RCS              Vis F-A            Fl.40B  206923  RCP 22        PBFA                  RCS              Vis F-A            Fl.408  206923  RCP 23        PBFA                  RCS              Vis F-A            F1.40B  206923  RCP 24        PBFA                  RCS              Vis F-A            Fl.40B  206921  RGX 1 A        PUFA                  CVC              Vis F-A            Fl.40B  206921  RGX 1 B        HUFA                  CVC              Vis F-A            Fl.40B  206914  SG 21          PGFA                  RCS              Vis F-A            Fl.40B  206915  SG 22          PGFA                  RCS              Vis F-A            Fl.40B  206916  SG 23          PGFA                  RCS              Vis F-A            Fl.40B  206917  SG 24          PGFA                  RCS              Vis F-A            F1.40C  206726  CSP 21        PWFB                  SIS              Vis F-A            F1.40C  206922  RHRP 21        PIFB                  RHR              Vis F-A            F1.40C  206919  RHX 22 A      PWFB                  RHR              Vis F-A            F1.40C  206919  RHX 22 B      PWFB                  RHR              Vis F-A            F1.40C  206706  SIP 21        PIFB                  SIS              Vis F-A            F1.40D 9321F2126  AFP-22TD      PWFB                  AFW              Vis F-A          F1.40D 9321F2126  AFP-23          PWFB                AFW              Vis F-A          FI.40D 9321F2510  CCHE-22        PWFB                CCW              Vis F-A          F1.40D 9321F2511  CCP-23          PWFB                CCW              Vis F-A          FI.40D 9321F2510  CE-22          PWFB                CVC              Vis F-A          F1.40D 9321F2511  NRHE-21        PWFB                CCW              Vis F-A          F1.40D 9321F2106  R  26        RFGW                  SW                Vis F-A          F1.40D 9321 F2106 SWP-26        PWFB                  SW                Vis F-A          Fl.40D 9321F2106  ZRN-26        PWFB                  SW                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                168 of 180
 
A*h Eideirgy                                          Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Snubber Support Clamps                    (Note 1)
ISl Component Schedule F-A      FI.10BN    206903    351 SR 1  SIS to Cold Leg-Steam Generator #21              Vis F-A      F1.10BN    206683    56 SR 1    Safety Injection to Hot Leg Loop #1              Vis F-A      F1.10BN    206702    56 SR 12  SIS To Loop #23 Cold Leg                          Vis F-A      F1.10BN    206709. 62 SR 1  RCS Loop #4 Auxilliary Spray to Pressurizer      Vis F-A      F1.10BN    206709    62 SR 2  RCS Loop #4 Auxilliary Spray to Pressurizer      Vis F-A      F1.10BN    206709    62 SR 3  RCS Loop #4 Auxilliary Spray to Pressurizer      Vis F-A      F1.10BN    206712    70 SR 10  Pressurizer PORV                                  Vis F-A      F1.10BN    206712    70 SR 13  Pressurizer PORV                                  Vis F-A      F1.10BN    227800    76 H 15  22 RCP #1 Seal Bypass                            Vis F-A      F1.10BN  9321-2529  78 SR 1  24 RCP #1 Seal Bypass                            Vis F-A      F1.10BN    206903  PWR 127    SIS to Cold Leg-Steam Generator #21              Vis F-A      F1.10BN    206903  PWR 128    SIS to Cold Leg-Steam Generator #21              Vis F-A      F1.10BN    206903  PWR 129    SIS to Cold Leg-Steam Generator #21              Vis F-A      F1.10BN    206905  PWR 147A    SIS to Cold-Leg Steam Generator #23              Vis F-A      F1.10BN    206904  PWR 152    SIS to Cold Leg-Steam Generator #22              Vis F-A      F1.10BN    206669    SR 807    RHR Pump Suction from Loop 22 Hot Leg            Vis F-A      F1.10BN    206669    SR 809    RHR Pump Suction from Loop 22 Hot Leg            Vis F-A      F1.10BN    206669  SR 809A    RHR Pump Suction from Loop 22 Hot Leg            Vis F-A      F1.10BN    206708    SR 887    RCS Loop #3 Auxiliary Spray to Pressurizer        Vis F-A      F1.10BN    206713    SR 902    CVCS Letdown From #21 Intermediate Leg to RGX    Vis F-A. F1.10BN    206713    SR 907    CVCS Letdown From #21 Intermediate Leg to RGX    Vis F-A      F1.10BN    206713    SR 908    CVCS Letdown From #21 Intermediate Leg to RGX    Vis F-A      FI.10BN    206714  SR 920A    RGX to #22 Hot Leg                                Vis F-A      Fl.10BN    206709    SR 924 RCS loop #4 Auxiliary Spray to Pressurizer          Vis F-A      F1.10BN    206687    SR 952 CVCS to RCP#21 Seals                                Vis F-A      FI.10BN    206687    SR 953 CVCS to RCP#21 Seals                                Vis F-A      F1.10BN    206687  SR 953A CVCS to RCP#21 Seals                                  Vis F-A      F1.10BN    206691  SR 1020A CVCS to RCP#23 Seals                                Vis F-A      F1.10BN    206691  SR 1024A CVCS to RCP#23 Seals                                Vis F-A      F1.10BN    206691  SR 1025A CVCS to RCP #23 Seals                                Vis F-A      F1.10BN    206691    SR 1026 CVCS to RCP#23 Seals                                Vis F-A      F1.10BN    206693    SR 1072 CVCS to RCP#24 Seals                                Vis F-A      F1.10BN    206693    SR 1073 CVCS to RCP#24 Seals                                Vis F-A      F1.20CN  9321-2538  17 SR 2  1#1 RCP Seal Leak Off                              Vis          I Section 4-Table4-1SI-Schedule RevOxis                                            169 of 180
 
Eidwgy                                              Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Snubber Support Clamps                            (Note 1)
ISI Component Schedule r-m,. F1.20CN          2    250 SR 1    Volume Control Tank Pressure Relief                      Vis
* t F-A      F1.20CN  9321-2561    361 SR 10    RHR Relief (1836)                                        Vis F-A      F1.20CN    206700      56 SR 6    SIS To Loop #21 Cold Leg                                Vis F-A      F1.20CN    206701      56 SR 26    SIS To Loop #23 Cold Leg                                Vis F-A      FI.20CN    206664      BF SR 9    Feedwater to Steam Generator #21                        Vis F-A      F1.20CN    206659      MSR 1V      Main Steam from Steam Generator #23                      Vis F-A      F1.20CN    206655      MSR 2V      Main Steam from Steam Generator #22                      Vis F-A      F1.20CN  9321-2616    PWR 148      SIS to Cold Leg-Steam Generator #23                      Vis F-A      F1.20CN    206670      SR 50A      RHR Pump Suction                                        Vis F-A      F1.20CN    206667        SR 55      #21 and 22 RHR Pump Discharge                            Vis F-A      FI.20CN    206670        SR 65      RHR Pump Suction From Loop 22 Hot Leg                    Vis F-A      F1.20CN    206911      SR 71A      SIS Pump #22 Supply from Valve 898                      Vis F-A      F1.20CN    206706      SR 73A      SIS Pump #21 Suction                                    Vis F-A      FI.20CN    206704      SR 703-1    RHR Heat Exchanger Outlet to SIS Pumps                  Vis F-A      FI.20CN    206704      SR  703-2  RHR  Heat Exchanger Outlet to SIS Pumps                Vis F-A      F1.20CN    206907      SR  716    RHR  Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #22              Vis F-A      F1.20CN    206907      SR  718A    RHR  Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #22              Vis F-A      FI.20CN    206907      SR  720    RHR  Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #22              Vis F-A      F1.20CN    206910      SR  732A    RHR  Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #24              Vis F-A      F1.20CN    206905      SR  736    SIS to Cold Leg-Steam Generator #23                      Vis F-A      F1.20CN    206905      SR  737    SIS to Cold Leg-Steam Generator #23                      Vis F-A      F1.20CN  9321-2616    SR  737A    SIS to Cold Leg-Steam Generator #23                      Vis F-A      FI.20CN    206908      SR  738A    RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #23                Vis F-A      FI.20CN    206908      SR  738B    RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #23                Vis F-A      FI.20CN    206704      SR  746A    RHR Heat Exchanger Outlet to SIS Pumps                  Vis F-A      F1.20CN    206704      SR  746B    RHR Heat Exchanger Outlet to SIS Pumps                  Vis F-A      FI.20CN    206704      SR  746C    RHR Heat Exchanger Outlet to SIS Pumps                  Vis F-A      FI.20CN    206906      SR  748    RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #21                Vis F-A      FI1.20CN  206909      SR  749    RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #24                Vis F-A      FI1.20CN  206909      SR  749A    RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #24                Vis F-A      FI1.20CN  206909      SR  749B    RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #24                Vis F-A      F1.20CN    206909      SR  749C    RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #24                Vis F-A      F1.20CN    206719      SR  752    RHR Heat Exchanger Outlet to Containtment Spray Loop A  Vis F-A      F1.20CN    206721      SR  752A    RHR Heat Exchanger Outlet to Containment Spray Loop A    Vis Section 4-Table4-1SI-Schedule RevO.xls                                              170 of 180
 
          -As M._Eiih'i'y                                        Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Snubber Support Clamps                        (Note 1)
ISI Component Schedule F-A    F1.20CN    9321-2562  SR 753  RHR Heat Exchanger Outlet to Containment Spray Loop A Vis F-A      F1.20CN    206909    SR 755  RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #24            Vis F-A      F1.20CN    206909    SR 756  RHR Heat Exchanger Outlet to RCS Loop #24            Vis F-A      F1.20CN  9321-2562  SR 759  RHR Heat Exchanger Outlet to Containment Spray Loop B Vis F-A      F1.20CN    206730    SR 761    Recirculation Pump Outlet                            Vis F-A      FI.20CN    206730  SR 763A  Recirculation Pump Outlet                            Vis F-A      F1.20CN  9321-2529  SR 1069  Reactor Coolant Pump #24                              Vis F-A      F1.20CN    206658    SR M 1    Main Steam from Steam Generator #21                  Vis F-A      FI.20CN    206658    SR M 2    Main Steam from Steam Generator #21                  Vis F-A      F1.20CN    206658  SR M 3A    Main Steam from Steam Generator #21                  Vis F-A      F1.20CN    206658  SR M. 3B  Main Steam from Steam Generator #21                  Vis F-A      F1.20CN    206656    SR M 4    Main Steam from Steam Generator #22                  Vis F-A      F1.20CN    206656  SR M 5A    Main Steam from Steam Generator #22                  Vis F-A      FlI.20CN    206656  SR M 5B    Main Steam from Steam Generator #22                  Vis F-A      FI.20CN    206660    SR M 6    Main Steam from Steam Generator#23                  Vis F-A      FI.20CN    206660    SR M 7    Main Steam from Steam Generator #23                  Vis F-A      FI.20CN    206660  SR M 8A    Main Steam from Steam Generator #23                  Vis F-A      FI.20CN    206662    SR M 9    Main Steam from Steam Generator #24                  Vis F-A      FI.20CN    206662  SR M 10A  Main Steam from Steam Generator #24                  Vis F-A      F1.20CN    206658    SR M 25  Main Steam to PCV-1134                              Vis F-A      F1.20CN    206656    SR M 29  Main Steam to PCV-1135                              Vis F-A      F1.20CN    206658    SR M 51  Main Steam from Steam Generator #21                  Vis F-A      FI1.20CN    206662    SR M 56 Main Steam from Steam Generator #24                    Vis F-A      F1.20CN    206660  SR M 8AA Main Steam from Steam Generator #23                    Vis F-A      F1.30DN  9321-2526  SR 927    Reactor Coolant Pump #21                            Vis F-A      F1.30DN  9321-2526  SR 927A    SCHA                                                Vis F-A      F1.30DN  9321-2528  SR 1037A  Reactor Coolant  Pump #23                            Vis F-A      F1.30DN  9321-2528  SR 1039A  Reactor Coolant  Pump #23                            Vis F-A      F1.30DN  9321-2529  SR 1057  Reactor Coolant  Pump #24                            Vis F-A      F1.30DN  9321-2527  SR 1093  Reactor Coolant  Pump #22                            Vis F-A      F1.30DN  9321-2527  SR 1099  Reactor Coolant Pump #22                            Vis F-A      F1.30DN  9321-2527  SR 1122  Reactor Coolant Pump #22                            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                        171 of 180
 
a      ,-*-
1*rgy                                          Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category F-A Snubber Support Clamps                                  (Note 1)
ISI Component Schedule CA'T ASME ITEM IDWG No.7        COMP ID                            S~P      NNDE                    1    MethodjI PRD 1 1 PRD 21 PRD 31        RM Note:
: 1) Inspection and testing of Snubbers will be scheduled and controlled under the IP2 Engineering Report, "Hydraulic Shock Suppressor (Snubber Program) and ISTD, "Inservice Testing of Dynamic Restraints (Snubbers) in Light-Water Reactor Power Plants." The IP2 ISI Program will takecredit for the applicable snubber clamp examinations performed and will monitor completions in this table.
Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                            172 of 180
 
Ask        'rg                                              Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category E-A Containment Surfaces ISI Component Schedule wrU~onr1[1l LOC;K In1LUrlr DUMI~fd (.k OtUUU[                  Vib I                                                            I E-A    E1l11  IWE-DET-023 80AIRLOCK-BH2  Personnel Lock Exterior Bulkhead & Door                      Vis 5  s E-A    E1.1 1  IWE-DET-021 80AIRLOCK-CYL Personnel Lock Air Lock Cylinder                              Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-024 80AIRLOCK-EP1  Personnel Lock Interior Electrical Penetration              Vis S&#xfd; s E-A    E1.11  IWE-DET-025 80AIRLOCK-EP2  Personnel Lock Exterior Electrical Penetration              Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-026 80AIRLOCK-EV1  Personnel Lock Interior Equalizing Valve                    Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-026 80AIRLOCK-EV2 Personnel Lock Exterior Equalizing Valve                      Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-027 80AIRLOCK-HSI  Personnel Lock Interior Hand Wheel Shaft Pen                Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-027 80AIRLOCK-HS2 Personnel Lock Interior Hand Wheel Shaft Pen                  Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-027 80AIRLOCK-HS3 Personnel Lock Exterior Hand Wheel Shaft Pen                  Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-027 80AIRLOCK-HS4 Personnel Lock Exterior Hand Wheel Shaft Pen                  Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-028 80AIRLOCK-PP1  Personnel Lock Pressurization Piping                        Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-028 80AIRLOCK-PP2 Personnel Lock Pressurization Piping                          Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-028 80AIRLOCK-PP3 Personnel Lock Pressurization Piping                          Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-028 80AIRLOCK-PP4 Personnel Lock Pressurization Piping                          Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-023 95AIRLOCK-BH1  Equip Hatch/Personnel Lock Interior Bulkhead & Door          Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-023 95AIRLOCK-BH2 Equip Hatch/ Personnel Lock Exterior Bulkhead & Door          Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-021 95AIRLOCK-CYL Equip Hatch/Personnel Lock Air Lock Cylinder                  Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-024 95AIRLOCK-EP1  Equip Hatch/Personnel Lock Interior Electrical Penetration  Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-025 95AIRLOCK-EP2  Equip Hatch/Personnel Lock Exterior Electrical Penetration  Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-026 95AIRLOCK-EV1  Equip Hatch/Personnel Lock Interior Equalizing Valve        Vis    s E-A    E1.11  IWE-DET-026 95AIRLOCK-EV2 Equip Hatch/Personel Lock Exterior Equalizing Valve            Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-020 95AIRLOCK-HAT Equip Hatch/Personnel Lock Equipment Hatch                    Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-027 95AIRLOCK-HS1  Equip Hatch/Personnel Lock Interior Hand Wheel Shaft Pen    Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-027 95AIRLOCK-HS2 Equip Hatch/Personnel Lock Interior Hand Wheel Shaft Pen      Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-027 95AIRLOCK-HS3 Equip Hatch/Personnel Lock Exterior Hand Wheel Shaft Pen      Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-027 95AIRLOCK-HS4 Equip Hatch/Personnel Lock Exterior Hand Wheel Shaft Pen      Vis S  S E-A    E1.11  IWE-DET-028 95AIRLOCK-PP1  Equip Hatch/Personnel Lock Pressurization Piping            Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-028 95AIRLOCK-PP2 Equip Hatch/Personnel Lock Pressurization Piping              Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-028 95AIRLOCK-PP3 Equip Hatch/Personnel Lock Pressurization Piping              Vis S  s E-A    E1.11  IWE-DET-028 95AIRLOCK-PP4 Equip Hatch/Personnel Lock Pressurization Piping              Vis    s Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                  173 of 180
 
        -' EIileri.}y                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category E-A Containment Surfaces ISI Component Schedule
    -A          IVWE-DET-022 E-A E-A    E1.11 E1.11 IWE-DET-018 IWE-DET-01i8  EP-H11 EP-H12 Electrical Electrical Penetration Penetration                                Vis Vis    S S
E-A    E1.11 IWE-DET-018    EP-H13 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.1I IWE-DET-018    EP-H14 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-018    EP-H15 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.1I IWE-DET-018    EP-H16 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-018    EP-H17 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-018    EP-H18 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H19 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-014    EP-H20 Electrical Penetration                                Vis S ispect from zone IWL-043-003 E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H21 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H22 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-014    EP-H23 Electrical Penetration                                Vis S ispect from zone IWL-043-003 E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H24 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-014    EP-H25 Electrical Penetration                                Vis S        from zone IWL-043-003 E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H26 Electrical Penetration                                Vis S
S E-A    E1.11 IWE-DET-014    EP-H27 Electrical Penetration                                Vis S        from zone IWL-043-003 E-A    E1.11 IWE-DET-014    EP-H28 Electrical Penetration                                Vis S        from zone IWL-043-003 E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H29 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-014    EP-H30 Electrical Penetration                                Vis S        from zone IWL-043-003 E-A    E1.11 IWE-DET-016    EP-H31 Electrical Penetration                                Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-015    EP-H32 Electrical Penetration                              Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H33 Electrical Penetration                              Vis S
E-A    E1.1I IWE-DET-017    EP-H34 Electrical Penetration                              Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-015    EP-H35 Electrical Penetration                              Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H36 Electrical Penetration                              Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-016    EP-H37 Electrical Penetration                              Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-016    EP-H38 Electrical Penetration                              Vis S
E-A    E1.11 IWE-DET-017    EP-H39 Electrical Penetration                              Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xis                                  174 of 180
 
        -:=-1n/Ierg'y                                                    Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category E-A Containment Surfaces ISI Component Schedule t--A    It1.11  I 1V--UP__ -U1 b    1-1-t4U  Electrical Penetration                                Vis    5 E-A      E1.1I    IWE-DET-017      EP-H41        Electrical Penetration                                Vis    S E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H42        Electrical Penetration                                Vis    s E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H43        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H44        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H45        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-015      EP-H46        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H47        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H48        Electrical Penetration                                Vis S
E-A  I E1.11 I    IWE-DET-016      EP-H49      IElectrical Penetration                                Vis I.
S
          +        4                  1            +                                                  1 E-A  I E1.11      IWE-DET-016      EP-H50      IElectrical Penetration                                Vis I  S E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H51        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-017      EP-H52        Electrical Penetration                                Vis S
s E-A      E1.11    IWE-DET-017      EP-H53        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.1I    IWE-DET-016      EP-H54        Electrical Penetration                                Vis s
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H55        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E11i1    IWE-DET-016      EP-H56        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H57        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H58        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.1I    IWE-DET-016      EP-H59        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.1I    IWE-DET-016      EP-H60        Electrical Penetration                                Vis s
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H61        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-019      EP-H62        Electrical Penetration Spare                          Vis S
E-A      E1.1I    IWE-DET-016      EP-H63        Electrical Penetration                                Vis S
S E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H64        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.1I    IWE-DET-019      EP-H65        Electrical Penetration Spare                          Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-019      EP-H66        Electrical Penetration Spare                          Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H67        Electrical Penetration                                Vis S
E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H68        Electrical Penetration                                Vis E-A      E1.11    IWE-DET-016      EP-H69        Electrical Penetration                                Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                                  175 of 180
 
Aftrg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category E-A Containment Surfaces IS Component Schedule I-m  1  I1. 1I I IVVr-  -U IU  -r  tiectrical H-'enetration                                VIs E-A    E1.11I    IWE-DET-002  MP-A  Mechanical Penetration Line No. 1, Main Steam          Vis  S lote (2)
E-A    E1.11    IWE-DET-003  MP-AA Mechanical Penetration Line No. 45, Steam Gen. Blowdown Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-002  MP-B  Mechanical Penetration Line No. 2, Main Steam          Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-003  MP-BB Mechanical Penetration Line No. 46, Steam Gen. Blowdown Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-002  MP-C  Mechanical Penetration Line No. 3, Main Steam          Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-003  MP-CC Mechanical Penetration Line No. 47, Steam Gen. Blowdown Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-002  MP-D  Mechanical Penetration Line No. 4, Main Steam          Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-003  MP-DD Mechanical Penetration Line No. 48, Steam Gen. Blowdown Vis  S E-A    E1.1I    IWE-DET-002  MP-E  Mechanical Penetration Line No. 6, Feedwater            Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-005  MP-EE Mechanical Penetration Line No. 49, Purge Supply        Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-002  MP-F Mechanical Penetration Line No. 5, Feedwater            Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-005  MP-FF Mechanical Penetration Line No. 50, Purge Exhaust      Vis  S E-A    E1.1I    IWE-DET-002  MP-G  Mechanical Penetration Line No. 8, Feedwater            Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-005  MP-GG Mechanical Penetration Line No. 51, Safety Injection    Vis  S E-A    E1.1I    IWE-DET-002  MP-H  Mechanical Penetration Line No. 7, Feedwater            Vis  S E-A    E1.1I    IWE-DET-013  MP-HH Mechanical Penetration Fuel Transfer Tube              Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-003  MP-J Mechanical Penetration Line No.9, Res. Heat Removal    Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-JJ Mechanical Penetration Line No. 52, Comp. Cooling Water Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-003  MP-K  Mechanical Penetration Line No. 10, Res. Heat Removal  Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-KK Mechanical Penetration Line No. 53, Comp. Cooling Water Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-La Mechanical Penetration Line No. 11 a, Service Water    Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Lb Mechanical Penetration Line No. 1lb, Service Water      Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Lc Mechanical Penetration Line No. 11c, Service Water      Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Ld Mechanical Penetration Line No. 11d, Service Water      Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Le Mechanical Penetration Line No. 11e, Service Water      Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-009  MP-LL Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Ma Mechanical Penetration Line No. 12a, Service Water      Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Mb Mechanical Penetration Line No. 12b, Service Water      Vis  S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Mc Mechanical Penetration Line No. 12c, Service Water      Vis  S Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                        176 of 180
 
            /I'llierogy                                      Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category E-A Containment Surfaces ISI Component Schedule I--tA I rI. I I IVVI-            -IVIU Mechanical Penetration Line No. 12d, Service Water      Vis S    S E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-Me    Mechanical Penetration Line No. 12e, Service Water      Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-005    MP-N    Mechanical Penetration Line No. 13, Comp. Cooling Water Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-003  MP-NN    Mechanical Penetration Line No. 56, Safety Injection    Vis S    S E-A    E1.11    IWE-DET-008    MP-O    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-005    MP-P    Mechanical Penetration Line No. 15, Safety Injection    Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-006  MP-PP    Mechanical Penetration Line No. 58, Pressure Relief    Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-003    MP-Q    Mechanical Penetration Line No. 16, Safety Injection    Vis S    s E-A    E1.1I    IWE-DET-003  MP-QQ    Mechanical Penetration Line No. 60, Safety Injection    Vis S    S E-A    E1.11    IWE-DET-007    MP-R    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-010  MP-RR    Mechanical Penetration Multiple Lines                      S    s E-A    E1.11    IWE-DET-003    MP-S    Mechanical Penetration Line No. 20, Auxiliary Steam    Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-012  MP-SPR1  Mechanical Penetration Spare (End Capped)              Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-012  MP-SPR2  Mechanical Penetration Spare (End Capped)              Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-004  MP-SS    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-003    MP-T    Mechanical Penetration Line No. 21, Auxiliary Steam    Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-004  MP-TT    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-005    MP-U    Mechanical Penetration Line No. 22, Comp. Cooling Water Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-01 1  MP-UU    Mechanical Penetration Leak Test Conn.                  Vis S _s E-A    E1.11    IWE-DET-004    MP-V    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-01 1  MP-W    Mechanical Penetration Leak Test Conn.                  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-004    MP-W    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    S E-A    E1.11    IWE-DET-003    MP-X    Mechanical Penetration Line No. 27, Chem. Vol. Control  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-007    MP-Y    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    S E-A    E1.11    IWE-DET-009    MP-Z    Mechanical Penetration Multiple Lines                  Vis S    s E-A    E1.11    IWE-DET-001  VCL-01  Liner Containment Basemat                              Vis        nacessible-covered by base slab E-A    E1.11    IWE-DET-001  VCL-02  Liner Containment Wall                                  Vis        overed by Insulation E-A    E1.11    IWE-DET-001  VCL-03  Liner Containment Wall                                  Vis          vered by Insulation E-A    E1.11    IWE-DET-001  VCL-04  Liner Containment Wall                                  Vis        )vered by Insulation E-A    E1.11    IWE-DET-001  VCL-05  Liner Containment Wall                                  Vis                by Insulation Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                            177 of 180
 
AM er,'                                                  Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan -Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category E-A Containment Surfaces ISI Component Schedule E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-06  Liner Containment Wall                            Vis        overed by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-07  Liner Containment Wall                            Vis        ;overed by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-08  Liner Containment Wall                            Vis      S  artially Covered by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-09  Liner Containment Wall                            Vis      S  artially Covered by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-10  Liner Containment Wall                            Vis      S  irtially Covered by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-1 1 Liner Containment Wall                            Vis      S 'artially Covered by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-12  Liner Containment Wall                            Vis      S 'artially Covered by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-13  Liner Containment Wall-                            Vis      S lartially Covered by Insulation E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-14  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-15  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-16  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-17  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-18  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-19  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-20  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-21  Liner Containment Wall                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-22  Liner Containment Dome                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-23  Liner Containment Dome                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-24  Liner Containment Dome                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-25  Liner Containment Dome                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-26  Liner Containment Dome                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-27  Liner Containment Dome                            Vis      S E-A  E1.11  IWE-DET-001          VCL-28  Liner Containment Dome                            Vis      S (1) EP=Electrical Penetration (2) MP=Mechanical Penetration Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                        178 of 180
 
A nuik e Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category L-A Concrete ISI Component Schedule
          -    I.. . I  ,2  -                            Containment Basemat        Vis L--  L I. II  .3LUuz      VU,_-Uz    Concrete - Containment Basemat        Vis L-A  Li.11    320792      VCC-03      Concrete - Containment Wall/Basemat    Vis L-A  Li.11    320792      VCC-04      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  Li.11    320792      VCC-05      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-06      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  Li.11    320792      VCC-07      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  Li.11    320792      VCC-08      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-09      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-10      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-1 1    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-12      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI. 11  320792      VCC-13      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-14      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-15      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-16      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-17      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-18      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-19      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI. 11  320792      VCC-20      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-21      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-22      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI. 11  320792      VCC-23      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI. 11  320792      VCC-24      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-25      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  Li.11    320792      VCC-26      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI. 1i  320792      VCC-27      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-28      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-29      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-30      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-31      Concrete - Containment Wall            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                        179 of 180
 
Lii/ergy                                Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table 4.1-1 Code Category L-A Concrete IS Component Schedule L-M I LI.II                VkA~      Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-33    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-34    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  Li.11    320792      VCC-35    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-36    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-37    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-38    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-39    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320792      VCC-40    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  LI.11    320792      VCC-41    Concrete - Containment Wall            Vis L-A  L1.11    320793      VCC-42    Concrete - Containment Dome            Vis L-A  L1.11    320793      VCC-43    Concrete - Containment Dome            Vis L-A  L1.11    320793      VCC-44    Concrete - Containment Dome            Vis L-A  L1.11    320793      VCC-45    Concrete - Containment Dome            Vis L-A  L1.1 1  320793      VCC-46    Concrete - Containment Dome            Vis L-A  L1.1 1  320793      VCC-47    Concrete - Containment Dome            Vis L-A  L1.11    320793      VCC-48    Concrete - Containment Dome            Vis Section 4-Table4-ISI-Schedule RevO.xls                                        180 of 180
 
En'terg          ,m Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast    INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX A APPLICABLE FOURTH INTERVAL CODE CASES
 
CASE N-307-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: March 29, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N.307-3 Ultrasonic Examination or Class I Bolting, Table IWB-2500-1, Examination Category B-G-1 Section XI, Division 1 Inquiry: When ultrasonic examinations are conducted from the end of the bolt or stud or from the center-drilled hole of bolts or studs to satisfy the examination requirements of Table IWB-2500-1, Examination Cate-gory B-G-1, may the examination volume be limited to the cylindrical region defined by A-B-C-D-E-F-A in Fig. 1, and may the surface examination requirement of Table IWB-2500-1, Examination Category B-G-I, Item No. B6.30, Reactor Closure Studs when removed be eliminated?
Reply: It is the opinion of the Committee that, when conducting ultrasonic examinations from the end of the bolt or stud or from the center-drilled hole of bolts or studs to satisfy the examination requirements of.Table IWB-2500-1, Examination Category B-G-I, the exami-nation volume may be limited to the cylindrical region defined by A-B-C-D-E-F-A in Fig. 1. The surface examination requirement of Table IWB-2500-1, Exami-nation Category B-G-I. Item No. B6.30, Reactor Vessel Closure Studs when removed, may be eliminated.
 
CASE (continued)
N-307-3 CASES OF ASME BOMEU AND PRESSR viU. CODEC
                                                      -Edge of nut In bolted position Unthrededpan o bolt or stud (where presenw FIG. I REVISED EXAMINATION VOLUME sUPP. 1 - VIC                              492
 
CASE N-416-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE 7
(~.
Approval Date: September 7, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-416-3                                                  a system leakage test may be used provided the follow-Alternative Pressure Test Requirement for                      ing requirements are met.
Welded or Brazed Repairs, Fabrication Welds or                    (a) NDE shall be performed on welded or brazed Brazed Joints for Replacement Parts and Piping                repairs and fabrication and installation joints in accor-Subassemblies, or Installation of Replacement                  dance with the methods and acceptance criteria of the Items by Welding or Brazing, Classes 1, 2, and 3              applicable Subsection of the 1992 Edition of Section III.
Section XI, Division 1                                            (b) Prior to or immediately upon return to service, a visual examination (VT-2) shall be performed on Inquiry: What pressure test may be performed in            welded or brazed repairs, fabrication, and installation lieu of a hydrostatic pressure test for welded or brazed      joints in conjunction with a system leakage test, using repairs, fabrication welds or brazed joints for replace-      the 1992 Edition of Section XI, in accordance with ment parts and piping subassemblies, or installation of        IWA-5000, at nominal operating pressure and temper-replacement items by welding or brazing?                      ature.
(c) Use of this Case shall be documented on an Reply: It is the opinion of the Committee that in          NIS-2 form.
lieu of performing a hydrostatic pressure test for welded        If the original version of this Case (N-416) were or brazed repairs, fabrication welds or brazed joints          used to defer a Class 2 hydrostatic test, the deferred for replacement parts and piping subassemblies, or            test may be eliminated when the requirements of this installation of replacement items by welding or brazing,      revision are met.
543 E                                                                                                                SUPP. 4 - NC
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                          N-432-1 Approval Date: March 28, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-432-1                                                                                2.0      WELDING QUALIFICATIONS Repair Welding Using Automatic or Machine Gas                                                  The Welding Procedure Specification and the welding Tungsten-Arc Welding (GTAW) Temper Bead                                                    operators shall be qualified in accordance with Section Technique                                                                                  IX and additional requirements of Section III, as modi-Section XI, Division 1                                                                      fied by 2.1, 2.2, and 3.0(c) and (d).
. Inquiry: May the automatic or machine GTAW pro-cess be used as an alternative to the SMAW process for performing the temper bead technique on Class I 2.1      Procedure Qualifications (a) The test assembly materials for the welding proce-components?                                                                                dure qualification shall be of the same specification type, grade, and class as the materials being repaired.
Reply: It is the opinion of the Committee that repair                                  The test assembly shall receive a postweld heat treatment that is at least equivalent to the time and temperature to P-Nos. 1, 3, 12A, 12B, and 12C1 base material and applied to the materials being repaired. The procedure associated welds may be made by the automatic or and performance qualification tests may be combined, machine GTAW temper bead technique without the provided Section IX requirements are met. The test specified postweld heat treatment requirements of Sec-assembly dimensions, including joint details, shall be tion III, provided the requirements of 1.0 through 5.0                                      documented on the PQR.
below are met. The depth of repair is not limited                                              (b) The test assembly thickness shall be at least five provided the test assembly meets the requirements times the depth of repair, but need not exceed the of 2.1.                                                                                    thickness of the material to be repaired provided the required test specimens can be removed. When the thickness of the base metal to be repaired is greater than 2 in., the depth of the cavity in the test assembly 1.0      GENERAL REQUIREMENTS                                                              shall be the greater of I in. or the depth of the cavity (a) The requirements of IWA-4000, as applicable,                                      to be repaired. However, in no case shall the procedure qualification test assembly be less than 2 in. thick, nor shall be met.
shall the depth of the cavity in the test assembly be (b) Only the automatic or machine GTAW process less than 1 in.
using cold wire feed shall be used. No arc oscillation (c) The test assembly dimensions surrounding the shall be used.
cavity shall be at least the thickness of the component (c) Welding materials shall be controlled during re-                                    at the location of the repair or 6 in., whichever is pair so that they are identified as acceptable material                                      greater. If the repair weld is to be performed remotely, until consumed.                                                                              the procedure qualification test assembly shall be com-(d) The neutron fluence in the repair areas shall be                                    pleted with the same or duplicate sensing and control taken into account when establishing the weld metal                                          equipment to be used for the repair. The test assembly composition limits.                                                                          shall simulate the position and obstructions of the actual (e) Peening shall not be permitted.                                                    repair.
(d) The root width and the included angle of the cavity in test assembly shall be no greater than the minimum specified to be used in the repair.
  'P-Nos. 12A, 12B, and 12C designations refer to specific material classifications originally identified in Section III, and subsequently (e) This test assembly may be used to qualify proce-reclassified in a later edition of Section IX.                                              dures for weld buildup of pressure retaining materials.
The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpret these rules when questions arise regarding their intent. This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and the inservice inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
I (A-432-1)
 
CASE (continued)
N-432-1                            CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE For this application, the depth of the cavity shall not be less than the thickness of the weld buildup or I control equipment to be used for the repair. For these applications, only nondestructive examination of the        a in., whichever is greater. In addition, the area of the          weld is required. The procedure and welding operator cavity shall not be less than the area of the weld              performance qualification tests may be combined, pro-buildup to be applied or 54 sq. in., whichever is less.          vided Section IX requirements are met.
(I) For all applications, the test assembly and cavity shall be of sufficient size to obtain the required test 3.0    REPAIR WELDING specimens.
(g) Welding material shall meet the requirements of              Welding of the cavity or area being repaired shall Sections IX, and III, and the Edition and Addenda                be in accordance with the following.
shall be stated in the repair program. The appropriate              (a) The cavity or area to be repaired by welding toughness testing requirements of NB-2000 shall be              and a band around the cavity or area shall be preheated completed for the weld materials used.                          to 300&deg;F minimum. This temperature shall be main-(h) Welding procedure qualification destructive tests shall be performed in accordance with Sections IX and tained for at least 30 min before welding is started, during welding, and until starting the postweld heat Is III for groove welds, and the Edition and Addenda                treatment of 450&deg;F to 550'F described in (e) below.
shall be stated in the repair program. Dropweight tests,        The width of the band shall be at least three times impact tests, side bend tests, and all weld metal tension        the thickness (3T) of the component to be welded, but tests of the weld deposit are required. A reference              need not exceed 10 in. The component thickness (T) nilductility transition temperature (RTNDT) of the weld          shall be determined for the area to be welded prior to metal and base metal shall be established in accordance          formation of the cavity. The interpass temperature shall with NB-2000. If RTNDT is less than or equal to 60'F,            not exceed 450'F.
the qualification test shall be considered acceptable. If            (b) Thermocouples and recording instruments shall RTNOT is greater than 60'F, the qualification test shall        be used to monitor the preheat, interpass, and postweld be rejected and a requalification of the procedure shall        heat treatment temperatures. Thermocouples shall be be performed. Test specimens shall be obtained from              attached by welding or mechanical methods.
the completed test assembly at the maximum practical                  (c) The first three layers of the cavity shall be depth of repair.                                                buttered as shown in Fig. 1, Steps 1 through 3.
(i) Impact testing of the procedure qualification test          (d) The essential welding variables shall be controlled assembly HAZ shall be conducted as follows.                      as follows.
The TNDT of the unaffected base material shall be                    (1) The weld heat input for each of the first three determined by dropweight test to establish the test              layers shall be controlled to within 10% of that used temperature for the C, tests. The C, specimens represent-        in the procedure qualification test.
ing the HAZ material and the unaffected base material                    (2) The remainder of the weld deposit shall be shall be tested at the (TVnDT + 60'F) temperature of            completed (see Fig. 1, Step 4) with the heat input the unaffected base material. The HAZ C, absorbed                equal to or less than that used for layers beyond the energy and lateral expansion shall be equal to or greater        third in the procedure qualification.
than the unaffected base material at the (TNDT + 60'F)
(3) The finished surface of the repair shall be temperature of the base material.
essentially flush with the surface of the component surrounding the repair.
Is 2.2    Performance Qualification                                        (4) The technique described in this paragraph shall The welding operator shall be qualified in accordance        be performed in the procedure qualification test.
with Section IX and the following additional require-                (e) At the completion of welding, the 3T band as ments. If the repair weld is to be performed where              defined in (a) above shall be maintained in the range physical obstructions impair the welding operator's              of 450&deg;F to 550&deg;F for at least 2 hr.
ability to perform, the welding operator shall also demonstrate the ability to deposit sound weld metal in          4.0      EXAMINATION the positions required, using the same parameters and simulated physical obstructions that are involved in the              (a) The repair area and the 3T band as defined in repair. Also, if the repair weld is to be performed              3.0(a) shall be nondestructively examined after the remotely, the performance qualification test shall be completed with the same or duplicate sensing and completed weld has returned to ambient temperature.
The nondestructive examination of the repair welded        I1 2 (N-432-1)
 
CASE (continued)
CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                N-432-1 0
Step 1: Deposit layer one with first layer weld parameters used in qualifications.
0                                                                Step 2: Deposit layer two with second layer weld parameters used in qualifications.
Step 3: Deposit layer three with third layer weld parameters used in qualifications.
Step 4: Subsequent layers to be deposited as qualified.
NOTE: Care shall be taken when installing weld reinforcement beads that contact a base material that requires Construction Code PWHT.
These weld beads shall be deposited in a manner that assures tempering of the ferritic weld metal, and base metal heat affected zone.
FIG. 1 AUTOMATIC OR MACHINE (GTAW) TEMPER BEAD TECHNIQUE 0
3 (N-432-1)
 
CASE (continued)
N-432-1                        CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE region shall include radiography, if practical, ultrasonic examination, and surface examination.
(b) Areas from which weld-attached thermocouples 5.0  DOCUMENTATION The use of this Code Case shall be recorded on 0
Form NIS-2 or other applicable documents.
have been removed shall be ground and examined using a surface examination method.
II 4 (N-432-1)
 
CASE N-460 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: July 27, 1988 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-460 Alternative Examination Coverage for Class 1 and Class 2 Welds Section Xl, Division I Inquiry: What alternative rules may be used for Section XI, Division 1, examination of Class 1 welds (IWB-2500) or Class 2 welds (IWC-2500) when the entire examination volume or area cannot be examined due to interference by another component or part ge-ometry?
Reply: It is the opinion of the Committee that when the entire examination volume or area cannot be ex-amined due to interference by another component or part geometry, a reduction in examination coverage on any Class I or Class 2 weld may be accepted provided the reduction in coverage for that weld is less than 10%. The applicable examination records shall identify both the cause and percentage of reduced examination coverage.
581 This is Electrontic File lSead? junrical Index for expiration Asme Nuclear Code CaBes 1998 Edition          NCASE4N460      06-20-98 15:38:54
 
CASE N-491-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: March 12, 1997 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-491-2 Alternative Rules for Examination of Class 1, 2, 3, and MC Component Supports of Light-Water Cooled Power Plants Section XI, Division I Inquiry: What alternative examination requirements to those stated in Section XI, Division 1, Subsection IWF may be used when determining the component supports subject to examination and establishing re-quirements for component supports?
Reply: It is the opinion of the Committee that the following alternative rules may be used for determin-ing component supports subject to examination and for establishing examination requirements for Class 1, 2, 3, and MC component supports under Subsection IWF, Section XI, Division 1.
667 This is Electrontic File r~agee      icalIndexforexpiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition          NCASE4N491      06-26-98  05:51:06
 
CASE (continued)
N-491-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE CONTENTS
-1000        Scope and Responsibility ...............................................                                    671
-1100        Scope ...................................................................                                  67 1
-1200        Component Supports Subject to Examination and Test .................                                        671
-1210        Exam ination Requirements ...............................................                                  671
-1220        Snubber Inspection Requirements .........................................                                  671
-1230        Supports Exempt from Examination ......................................                                    671
-1300        Support Examination Boundaries .......................................                                      671
-2000        Examination and Inspection ............................................                                    671
-2 100        Scope ...................................................................                                  67 1
-2200        Preservice Exam ination .................................................                                  671
-2210        Initial Exam ination ......................................................                                671
-2220        Adjustment, Repair, and Replacement .....................................                                  671
-2400        Inspection      Schedule .....................................................                            671
-2410        Inspection      Program ......................................................                              671
-2420        Successive      Inspections ...................................................                            671
-2430        Additional      Exam inations .................................................                            672
-2500        Examination Requirements .............................................                                      672
-2510        Supports Selected for Examination .......................................                                  672
-2520        Method of Exam ination ..................................................                                  674
-3000        Standards for Examination Evaluations .................................                                    674
-3100        Evaluation of Examination Results .......................................                                  674
-3110        Preservice Exam inations .................................................                                  674
  -3 111    G eneral .................................................................                                  674
  -3112      A cceptance ..............................................................                                  674
  -3112.1    Acceptance by Exam ination ..............................................                                  674
  -3112.2    Acceptance by Correction ................................................                                  674
  -3112.3    Acceptance by Evaluation or Test ........................................                                  674
-3120        Inservice Exam inations ..................................................                                  674
  -3 12 1    G eneral..: ..............................................................                                  674
  -3122      A cceptance ..............................................................                                  674
  -3122.1    Acceptance by Examination ..............................................                                    674
  -3122.2    Acceptance by Correction ................................................                                  674
  -3122.3    Acceptance by Evaluation or Test ........................................                                  674
-3200        Supplemental Examinations .............................................                                    675
-3400        Acceptance Standards ..................................................                                    675
-3410        Acceptance Standards-Component Support Structural Integrity .............                                  675 669
                                                                                -See Ju      ical Index for expiration This is Electrontic File Page                                          eprto Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                              NCASE4N491          06-26-98 05:51:06
 
CASE (continued)
N-491-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Tables
  -2410-1      Inspection Program A ...................................................            672
  -2410-2      Inspection Program B ...................................................            672
  -2500-1      Examination Categories      ............................................ 673 670 This is Electrontic File Page # 670 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition NCASE4N491                                06-26-98 05:51:06
 
CASE (continued)
N-491-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
-1000    SCOPE AND RESPONSIBILITY                            tion. These preservice examinations shall be extended to include 100% of all supports not exempted by -1230.
-1100    SCOPE (b) Examinations for systems that operate at a temper-This Case provides alternative rules for inservice        ature greater than 200'F during normal plant operation inspection of Class 1, 2, 3, and MC component supports.      shall be performed during or following initial system heatup and cooldown. Other examinations may be per-formed prior to initial system heatup and cooldown.
-1200    COMPONENT SUPPORTS SUBJECT TO EXAMINATION AND TEST                                -2220    Adjustment, Repair, and Replacement
-1210    Examination Requirements                                (a) Prior to return of the system to service, the The examination requirements shall apply to the            applicable examinations listed in Table -2500-1 shall be performed on component supports that have been following:
adjusted in accordance with -3000, repaired, or replaced.
(a) piping supports; (b) For systems that operate at a temperature greater (b) supports other than piping supports.
than 200'F during normal plant operation, the Owner
-1220    Snubber Inspection Requirements                      shall perform an additional preservice examination on the affected component supports during or following The inservice inspection requirements for snubbers        the subsequent system heatup and cooldown cycle unless shall be in accordance with the Section XI Edition and        determined unnecessary by evaluation. This examination Addenda specified in the Owner's Inservice Inspection        shall be performed during operation or at the next Program.                                                      refueling outage.
-1230    Supports Exempt from Examination Component supports exempt from the examination            -2400    INSPECTION SCHEDULE requirements of -2000 are those connected to compo-nents and items exempted from examination under              -2410    Inspection Program IWB-1220, IWC-1220, IWD-1220, and IWE-1220. In                  (a) Inservice examinations shall be performed either addition, portions of supports that are inaccessible by      during normal system operation or plant outages.
being encased in concrete, buried underground, or en-            (b) The required examinations shall be completed in capsulated by guard pipe are also exempt from the            accordance with the inspection schedule provided in examination requirements of -2000.                            Table -2410-1 or Table -2410-2.
(c) The inspection period specified in (b) above may be decreased or extended by as much as one year to
-1300    SUPPORT EXAMINATION enable an inspection to coincide with a plant outage, BOUNDARIES within the limitations of IWA-2400.
Support examination boundaries shall be in accord-            (d) Following completion of Program A after 40 ance with IWF-1300.                                          years, successive inspection intervals shall follow the 10 year inspection interval of Program B.
-2000    EXAMINATION AND INSPECTION                          -2420    Successive Inspections
-2100    SCOPE                                                  (a) The sequence of component support examinations The requirements of this Case apply to the examina-        established during the first inspection interval shall be tion and inspection of component supports, but not to        repeated during each successive inspection interval, to the inservice test requirements of IWF-5000.                  the extent practical.
(b) When a component support must be subjected to corrective measures in accordance with -3000, that
-2200    PRESERVICE EXAMINATION                              support shall be reexamined during the next inspection period listed in the inspection schedules of the inspection
-2210    Initial Examination programs of -2410.
(a) All examinations listed in Table -2500-1 shall            (c) When additional corrective measures are not re-be performed completely, once, as a preservice examina-      quired during the next inspection period as a result of 671 See Numerical Index for expiration This is Electrontic File Page # 671
 
CASE (continued)
N-491-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE TABLE -2410-1                            and of the same type and function as those scheduled INSPECTION PROGRAM A                              for examination during the inspection period.
(b) When corrective measures in accordance with Minimum                        -3000 are required as a result of the additional examina-Inspection Period,    Examinations    Maximum Inspection    Calendar Years of      Completed,    Examinations      tions, the remaining component supports within the Interval        Plant Service          %          Credited, %      system of the same type and function as in (a) above shall be examined.
1st                  3              100            100 (c)(1) When corrective measures in accordance with 2nd                  7              33              67          -3000 are required as a result of the additional examina-10              100            100          tions in (b) above, examinations shall be extended to include all nonexempt supports potentially subject to 3rd                13                16              34          the same failure modes that required corrective measures 17                40              50 20                66              75 in accordance with (a) and (b) above.
23              100            100                (2) These additional examinations shall include nonexempt component supports in other systems when 4th                27                  8              16        support failures requiring corrective measures indicate 30                25              34          non-system-related support failure modes.
33                50              67 37                75            100            (d) When corrective measures are required by (c) 40              100            ...          above, the Owner shall examine those exempt compo-nent supports that could be affected by the same observed failure modes and could affect nonexempt components.
TABLE -2410-2 INSPECTION PROGRAM B
                                                                    -2500    EXAMINATION REQUIREMENTS Inspection Period, Calendar Years of                                        The following shall be examined in accordance with Plant Service        Minimum        Maximum        Table -2500-1.
Inspection        Within the        Examinations  Examinations        (a) mechanical connections to pressure retaining com-Interval          Interval      Completed, %    Credited, %      ponents and building structure; 1st                3              16              34            (b) weld connections to building structure; 7              50              67            (c) weld and mechanical connections at intermediate 10              100            100          joints in multiconnected integral and nonintegral sup-ports; Successive              3              16              34 7              50              67 (d) clearances of guides and stops, alignment of 10              100            100          supports, and assembly of support items; (e) hot or cold settings of spring supports and con-stant load supports.
69 accessible sliding surfaces.
                                                                    -2510    Supports Selected for Examination the examinations required by (b) above, the inspection schedule may revert to the requirements of (a) above.                  Component and piping supports shall be examined in accordance with Table -2500-1. Component supports
-2430      Additional Examinations to be examined shall be the supports of those compo-(a) When component supports must be subjected                    nents that are required to be examined under IWB-2500, to corrective measures in accordance with -3000, the                  IWC-2500, IWD-2500, and IWE-2500 by volumetric, component supports immediately adjacent to those for                surface, or visual (VT-I or VT-3) examination methods.
which corrective action is required shall be examined.                Piping supports to be examined shall be the supports Also, the examinations shall be extended to include                  of piping not exempted under IWB-1220, IWC-1220, additional supports within the system, equal in number                IWD-1220, and IWE-1220.
672 This is Electrontic File Page # 672 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                  NCASE4N491      06-26-98    05:51:06
 
TABLE -2500-1 EXAMINATION CATEGORIES EXAMINATION CATEGORY F-A, SUPPORTS Item                                              Examination                                                                                                            A No.                  Support Type              Requirements/        Examination          Acceptance          Extent of Examination        Frequency of Examination
[Note (1)]                  Examined                    Fig. No.            Method              Standard                (See -2500)                      [Note (4)]
F1.10              Class 1 Piping Supports            IWF-1300-1          Visual, VT-3            -3410            25% of Class 1                  Each inspection interval 03
[Note (2)]
5*
F1.20              Class 2 Piping Supports            IWF-1300-1          Visual, VT-3            -3410            15% of Class 2                  Each inspection interval
[Note (2)]
Z F1.30              Class 3 Piping Supports            IWF-1300-1          Visual, VT-3            -3410            10% of Class 3                  Each inspection interval
[Note (2)]
: o. F1.40              Supports Other than                IWF-1300-1          Visual, VT-3            -3410            100% of the supports            Each inspection interval Piping Supports                                                                                  [Note (3)]
(D                          (Class 1, 2, 3, and MC)
I;V0 NOTES:
uin  (1) Item numbers shall be categorized to identify support types by component support function (e.g., A = supports such as one-directional rod hangers; B = supports such as Tn      multidirectional restraints; and C = supports that allow thermal movement, such as springs).
0  (2) The total percentage sample shall be comprised of supports from each system (e.g., Main Steam, Feedwater, or RHR), where the individual sample sizes are proportional to the total number of nonexempt supports of each type and function within each system.
(3) For multiple components other than piping, within a system of similar design, function, and service, the supports of only one of the multiple components are required to be examined.
(4)'To the extent practical, the same supports selected for examination during the first inspection interval shall be examined during each successive inspection interval.
0 cn 0
 
CASE (continued)
N-491-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
-2520    Method of Examination                                    (b) If a component support or a portion of a compo-nent support, has been evaluated or tested and deter-The methods of examination shall comply with those mined to be acceptable for service in accordance with in Table -2500-1. Alternative methods of examination
                                                                -3112.3(a), the Owner may perform corrective measures meeting the requirements of IWA-2240 may be used.
to restore the component support to its original design condition. The requirements of -2220 are not applicable after corrective measures of -3112.2(a) are performed.
(c) Records and reports shall meet the requirements
-3000    STANDARDS FOR EXAMINATION of IWA-6000.
EVALUATIONS
-3100      EVALUATION OF EXAMINATION                            -3120    Inservice Examinations RESULTS                                                  -3121 General. Inservice nondestructive examina-
-3110      Preservice Examinations                              tions performed during or at the end of successive inspection intervals to meet the requirements of Table
  -3111 General. The preservice examinations per-              -2500-1 and conducted in accordance with the proce-formed to meet the requirements of -2000 shall be                dures of IWA-2200 shall be evaluated by comparing evaluated by comparing the examination results with              the results of examinations with the acceptance stan-acceptance standards specified in -3400.                        dards specified in -3400.
  -3112 Acceptance                                                -3122 Acceptance
      -3112.1 Acceptance by Examination. Compo-                        -3122.1 Acceptance by Examination. Compo-nent supports whose examinations do not reveal condi-            nent supports whose examinations do not reveal condi-tions described in -3410(a) shall be acceptable for              tions described in -3410(a) shall be acceptable for service.                                                        continued service. Verified changes or conditions from
      -3112.2 Acceptance by Correction. Component              prior examinations shall be recorded in accordance supports whose examinations reveal conditions de-                with IWA-6220.
scribed in -3410(a) shall be unacceptable for service                  -3122.2 Acceptance by Correction. Component until such conditions are corrected by one or more of            supports whose examinations reveal conditions de-the following:                                                  scribed in -3410(a) shall be unacceptable for continued (a) adjustment and reexamination in accordance with          service until such conditions are corrected by one or
-2200 for conditions such as                                    more of the following:
(1) detached or loosened mechanical connections;              (a) adjustment and reexamination in accordance with (2) improper hot or cold settings of spring supports      -2200 for conditions such as; and constant load supports;                                            (1) detached or loosened mechanical connections; (3) misalignment of supports; or                                (2) improper hot or cold settings of spring supports (4) improper displacement settings of guides              and constant load supports; and stops.                                                              (3) misalignment of supports; or (b) repair in accordance with IWA-4000 and reexami-                  (4) improper displacement settings of guides nation in accordance with -2200;                                and stops.
(c) replacement in accordance with IWA-7000 and                  (b) repair in accordance with IWA-4000 and reexami-reexamination in accordance with -2200.                          nation in accordance with -2200; (c) replacement in accordance with IWA-7000 and
      -3112.3 Acceptance by Evaluation or Test                  reexamination in accordance with -2200.
(a) As an alternative to the requirements of -3112.2,
                                                                        -3122.3 Acceptance by Evaluation or Test a component support or a portion of a component support containing relevant conditions that do not meet            (a) As an alternative to the requirements of -3112.2, the acceptance standards of -3410 shall be acceptable          a component support or a portion of a component for service without corrective measures if an evaluation        support containing relevant conditions that do not meet or test demonstrates the component support is acceptable        the acceptance standards of -3410 shall be acceptable for service.                                                    for continued service without corrective measures if an 674 This is Electrontic File Page # 674 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition NCASE4N491                      06-26-98 05:51:06
 
CASE (continued)
N-491-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE evaluation or test demonstrates the component support          -3400    ACCEPTANCE STANDARDS is acceptable for continued service.
                                                              -3410    Acceptance Standards -Component (b) If a component support or a portion of a compo-Support Structural Integrity nent support, has been evaluated or tested and deter-mined to be acceptable for continued service in accord-          (a) Component support conditions which are unac-ance with -3122.3(a), the Owner may perform corrective        ceptable for continued service shall include the fol-measures to restore the component support to its original      lowing:
design condition. The requirements of -2220 are not                  (1) deformations or structural degradations of fas-applicable after corrective measures of -3122.2(a) are        teners, springs, clamps, or other support items; performed.                                                          (2) missing, detached, or loosened support items; (c) Records and reports shall meet the requirements              (3) arc strikes, weld splatter, paint scoring, of IWA-6000.                                                  roughness, or general corrosion on close tolerance ma-chined or sliding surfaces; (4) improper hot or cold settings of spring supports and constant load supports; (5) misalignment of supports; (6) improper clearances of guides and stops.
(b) Except as defined in (a) above, the following are examples of non-relevant conditions:
(1) fabrication marks (e.g., from punching, layout,
-3200    SUPPLEMENTAL EXAMINATIONS bending, rolling, and machining);
Examinations that detect conditions that require evalu-          (2) chipped or discolored paint; ation in accordance with the requirements of -3100                  (3) weld splatter on other than close tolerance may be supplemented by other examination methods              machined or sliding surfaces; and techniques (IWA-2000) to determine the character                (4) scratches and surface abrasion marks; of the flaw (i.e., size, shape, and orientation). Visual            (5) roughness or general corrosion which does not examinations that detect surface flaw that exceed -3400        reduce the load bearing capacity of the support; criteria shall be supplemented by either surface or                  (6) general conditions acceptable by the material, volumetric examinations.                                      Design, or Construction Specifications.
675 This is Electrontic File P&#xfd;ae WLuW ical Index for expiration Aame Nuclear Code Cases 1998 Edition              NCASE4N49l      06-26-98    05:51:06
 
CASE N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 9, 1996 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-494-3                                                  satisfied. The evaluation shall be the responsibility of Pipe Specific Evaluation Procedures and                      the Owner and shall be submitted to the regulatory Acceptance Criteria for Flaws in Class 1 Ferritic            and enforcement authorities having jurisdiction at the Piping that Exceed the Acceptance Standards of                plant site.
IWB-3514.2 and in Class I Austenitic Piping that Exceed the Acceptance Standards of IWB-3514.3                1.1    Evaluation Procedures Section XI, Division 1 Evaluation procedures based on use of a failure assessment diagram such as in Appendix A or B of Inquiry: As an alternative to the requirements of this Case shall be used, subject to the following:
IWB-3650, may Class I ferritic piping containing a (a) The evaluation procedures and acceptance criteria flaw exceeding      the    acceptance  standards    of are applicable to ferritic and austenitic piping NPS 4 IWB-3514.2 be evaluated and accepted for continued or larger and portions of adjoining pipe fittings within service as provided in IWB-3132.4 when actual pipe a distance of VR7 from the weld centerline, where material strength or toughness properties are available R 2 is the outside radius and t is the thickness of the pipe.
or when either the Pb/Pm ratios or the P. values (b) For ferritic piping, the evaluation procedures and exceed the limits for circumferential flaws stated in acceptance criteria are applicable to seamless or welded Appendix H. Furthermore, as an alternative to the wrought carbon steel pipe and fittings with specified requirements of IWB-3640, may Class 1 austenitic minimum yield strength not greater than 40 ksi, and piping containing a flaw exceeding the acceptance associated weld materials.
standards of IWB-3514.3 be evaluated and accepted (c) For austenitic piping, the evaluation procedures for continued service as provided in IWB-3132.4 when and acceptance criteria are applicable to pipe, fittings, actual pipe material strength or toughness properties and associated weld materials that are made of wrought are available?
stainless steel, Ni-Cr-Fe alloy, or cast stainless steel with ferrite level less than 20% or 20 FN (ferrite Reply: It is the opinion of the Committee that, as number); with specified minimum yield strength less an alternative to the requirements of IWB-3650, flaws than 45 ksi; and have S. values in Section II, Part D, in Class 1 ferritic piping exceeding the acceptance Table Y-1.
standards of IWB-3514.2 may be evaluated for contin-ued service in accordance with the following proce-1.2    Acceptance Criteria dure. In addition, it is the opinion of the Committee that, as an alternative to the requirements of                    (a) Flaws in ferritic piping characterized to have IWB-3640, flaws in Class 1 austenitic piping ex-              depths greater than 75% of the wall thickness at the ceeding the acceptance standards of IWB-3514.3 may            end of the evaluation period are unacceptable. Other be evaluated for continued service in accordance with        flaws exceeding the acceptance standards of IWB-3514.2 the following procedure.                                      may be evaluated using the analytical procedures of Appendix A of this Case. Piping containing thes6 other flaws is acceptable for continued service during the 1.0  EVALUATION PROCEDURES AND evaluation period when the criteria in (b)(I) and (2)
ACCEPTANCE CRITERIA below are satisfied.
Piping containing a flaw exceeding the acceptance              (b) Flaws in austenitic piping characterized to have standards of IWB-3514.2 or IWB-3514.3 may be evalu-          depths greater than 75% of the wall thickness at the ated by analytical procedures to determine acceptability      end of the evaluation period are unacceptable. Other for continued service to the next inspection or to the        flaws exceeding the acceptance standards of IWB-3414.3 end of service lifetime. The pipe containing the flaw          may be evaluated using the analytical procedures of is acceptable for continued service during the evaluated      Appendix B of this Case. Piping containing these other time period if the criteria of para. 1.2 (a) and (b) are      flaws is acceptable for continued service during the 681 This is Electrontic File paee qug    ricaI Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition              NCASE4N494      06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE evaluation period when the criteria in (1) and (2) below are satisfied.
(1) For each specific set of loading conditions, one or more assessment points with coordinates (S/,
K,'), shall be inside the failure assessment curve. For lower shelf and transition temperatures, only one assess-ment point is required to be calculated. For upper shelf temperatures, a series of assessment points for various amounts of ductile flaw extension may be required to be calculated to meet this criterion.
(2) The S,' coordinate of the assessment point that satisfies criterion (1) above shall satisfy s  s c"4toff where Src~tuff is the limit load cutoff on the applicable failure assessment diagram.
(c) Formulae for (Sr', Kr) and SY"t~f" applicable to ferritic and austenitic piping are given in Appendix A.
The values of (Sr', K,') and Scut~ff are functions of actual pipe stresses, required safety margins, pipe material properties, end of evaluation period flaw length and depth, and flaw orientation. The failure assessment curve is independent of flaw orientation, flaw depth, flaw aspect ratio, and pipe radius to thickness ratio.
682 This is Electrontic File Page # 682 Asme Nuclear Code Cases    1998 Edition      NCASE4N494      06-26-98    05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE APPENDIX A EVALUATION OF FLAWS IN FERRITIC PIPING A-1000      INTRODUCTION                                        A-1200    PROCEDURE OVERVIEW A-1100      Scope                                                  The following is a summary of the analytical pro-cedure:
(a) This Appendix provides a method for determining (a) Determine the flaw configuration from the mea-acceptability for continued service of ferritic piping sured flaw in accordance with IWA-3000, using A-2000.
containing flaws that exceed the allowable flaw stan-                (b) Resolve the actual flaw into circumferential and dards of IWB-3514.2. The evaluation methodology is                axial components using A-2000.
based on a failure assessment diagram approach that                  (c) Determine the stresses normal to the flaw at includes consideration of the following failure mecha-            the location of the detected flaw for normal, upset, nisms:                                                            emergency, faulted and test conditions.
(1) brittle fracture described by linear elastic frac-        (d) Perform a flaw growth analysis, as described in ture mechanics;                                                  A-3000, to establish the end of the evaluation period (2) elastic plastic fracture mechanics, when ductile      flaw dimensions, af and ff.
flaw extension occurs prior to reaching limit load;                  (e) Obtain actual pipe material preperties, E, -y',Of, (3) limit load failure of the pipe cross section,          and the JR resistance curve or Jlc, at the temperatures which is reduced by the flaw area, for ductile materials          required for analysis.
where the limit load is assured.                                      09 Calculate the appropriate vertical cutoff, SrCUt~ff, (b) This Appendix accounts for actual pipe material            for the flaw configuration of interest, circumferential toughness properties through input of either the JR              or axial, using the formulae in A-4211 or A-4212.
resistance curve that characterizes ductile flaw extension,          (g) Using the formulae in A-4300, calculate the or the fracture toughness Jlc. Flaws are evaluated by            assessment point coordinates (S,, K/), for the piping comparing the actual pipe applied stress, for the flaw            stresses Pr, Pb and Pe for circumferential flaws, or p size at the end of the evaluation period, with the                (pressure) for axial flaws, using the specified safety allowable stress, using the graphical procedure of a              factors in Table A-4400-1.
failure assessment diagram approach. All combinations                (h) Plot the assessment points calculated in (g) above of applied stresses P., Pb, and P, are permitted in              on the failure assessment diagram in Fig. A-4200-1 and the evaluation.                                                  apply the acceptance criteria of para. 1.2 to determine the (c) This Appendix provides requirements for flaw              acceptability of the pipe for continued service.
modeling and flaw growth. Flaw growth analysis is based on fatigue. When stress corrosion cracking (SCC) is active, the growth shall be added to the growth from fatigue. The acceptance criteria of para. 1.2 shall include      A-1300    NOMENCLATURE safety margins on failure for the three failure mecha-              The following nomenclature is used in this Appendix.
nisms described above. The acceptance criteria shall                          a= initial flaw depth in.
be used to determine acceptability of the flawed piping                    Aa= ductile flaw extension, in.
for continued service until the next inspection, or until                    af= maximum depth to which the detected the end of service lifetime, or to determine the time                            flaw is calculated to grow by the end interval until a subsequent inspection.                                          of the evaluation period, in.
683 This is Electrontic File P55% hueical Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                NCASE4N494      06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE a'= sum of flaw depth plus ductile flaw                            p = internal pressure, ksi extension, in.                                              Pm= primary membrane stress in the pipe at C0 = material constant in fatigue growth                                the flaw, ksi equation                                                  Pine= membrane stress at collapse limit load da/dN= fatigue flaw growth rate, in./cycle                                    with zero primary bending stress, ksi E= Young's modulus, ksi                                        P'= membrane stress at reference limit load E'= E/(1 - 2), ksi                                                    for any combination of primary and f,= geometry correction term that accounts                            expansion stresses, ksi for flaw depth and wall thickness relative                  Pb= primary bending stress in the pipe at the to pipe inside radius                                            flaw, ksi f(z) = bulging factor correction                                  Pb'= bending stress at collapse limit load for F,,,= parameter for circumferential flaw mem-                          any combination of primary and expan-brane stress intensity factor                                    sion stresses, ksi Fb = parameter for circumferential flaw bend-P,= pipe expansion stress, ksi ing stress intensity factor                                Pe= internal pressure at collapse limit load F, = total geometry correction factor for inte-                        for axial flaw, ksi rior axial part-through-wall in pressur-                    P1= reference limit load pressure, ksi ized pipe                                                    Q= flaw shape parameter Je= linear elastic J-integral calculated 2from                    R= mean radius of pipe, in.
stress intensity factor Kl, in-lbs/in                      R,= sum of flaw depth and inside radius of JIc =measure of toughness at crack initiation                          pipe, in.
at upper shelf, transition, 2 and lower shelf                  R1= inside radius of pipe, in.
temperatures, in-lbs/in R2 =outside radius of pipe, in.
JR=J-integral resistance to ductile tearing Sm= the design stress intensity given in Sec-at prescribed Aa value obtained 2 form tion 11, Part D, ksi accepted test procedures, in-lbs/in K,= mode I stress intensity factor, ksi                          St= abscissa of failure assessment diagram curve Sr'= limit road component of assessment AKI= maximum range of K, fluctuation during point, defined for circumferential flaws transient, ksi -\/i.
Kr= ordinate of failure assessment diagram                              by ratio of applied stress to stress at reference limit load, and for axial flaws curve Kr' = brittle fracture component of assessment as ratio of pressure to reference limit point defined by ratio of stress intensity                        load pressure factor to material fracture toughness                  Scutf= maximum value of Sr at vertical (limit Kir= stress intensity factor for residual stress,                      load) boundary of failure assessment dia-ksi -\/1.                                                        gram curve
                = initial flaws length, in.                                (SF) = safety factor ef= maximum length to which detected flaw                          t= pipe wall thickness, in.
is calculated to grow at end of evaluation                    x= parameter a/t period, in.                                                    z= global limit load geometry ecit =critical flaw length for stability of an                      /3=angle to neutral axis of flawed pipe, axial through-wall flaw, in.                                      radians M2= parameter for circumferential collapse                          y= factor in reference limit load expression stress                                                            for Pm' reflecting ratio of Pb to Pm Ml,, M 2 ,%M3 '=geometry correction factor for interior                      I'm = factor in reference limit load expressions axial part-through-wall flaw in pressur-                          reflecting effect of flaw size ized pipe: accounts for flaw aspect ratio,                    0= one-half of final flaw angle (see Fig.
a/f                                                              A-4211-1), radians n = material constant in fatigue flaw growth                      ,u= Poisson's ratio equation                                                    of= flow stress, equal 3S. for austenitic pip-684 This is Electrontic File Page # 684 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                  NCASE4N494      06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE ing, as defined in Section XI, Appendix          A-3000      FLAW GROWTH ANALYSIS H for ferritic piping, ksi A-3100      Scope oUh= hoop stress in the pipe at the flaw, ksi o= yield strength, ksi                                    This Article provides the methodology for determina-
              &#xfd;= angle used in defining Pine, radians              tion of subcritical flaw growth during the evaluation interval.
A-2000      FLAW MODEL FOR ANALYSIS                                A-3200      Subcritical Flaw Growth Analysis A-2100      Scope                                                    When a flaw is characterized in terms of an equivalent axial or circumferential flaw, the maximum depth, af, This Article provides requirements for flaw shape, and the maximum length, ef, at the end of the evaluation multiple flaws, flaw orientation, and flaw location used period shall be determined. Subcritical flaw growth to determine acceptance.
shall be considered. When stress corrosion cracking A-2200      Flaw Shape                                            (SCC) is determined to be an active flaw growth mechanism for the pipe being evaluated, SCC shall The flaw shall be completely bounded by a rectangular            also be considered. Residual stresses shall be included or circumferential planar area in accordance with the              for both growth mechanisms.
methods described in IWA-3300. Figures A-2200-1 and A-2200-2 illustrate flaw characterization for circumfer-            A-3210      Subcritical Flaw Growth Due to Fatigue ential and axial pipe flaws, respectively.
(a) Fatigue flaw growth shall be computed by A-2300      Proximity to Closest Flaw For multiple neighboring flaws, when the shortest da/dN = C,(AK,)-
distance between the boundaries of two neighboring flaws is within the proximity limits specified in IWA-3300, the neigoring flaws shall be bounded by a where K, is the applied Stress intensity factor, and n single rectangular or circumferential planar area in                and C. are constants dependent on the material and accordance with IWA-3300.                                          environmental conditions.
A-2400      Flaw Orientation                                          (b) A cumulative fatigue flaw growth calculation shall be performed using operating conditions and tran-Flaws that lie in neither an axial' nor a circumferen-          sients that apply during the evaluation period. Each tial 2 plane shall be projected onto these planes in                transient shall be considered in approximate chronologi-accordance with the rules of IWA-3340. The axial and                cal order as follows.
circumferential flaws obtained by these projections shall                  (1) Determine AKI, the maximum range of K, be evaluated separately in accordance with this Appen-              fluctuation associated with the transient.
dix. Figs. A-2400-1, A-2400-2, and A-2400-3 illustrate                    (2) Determine the incremental flaw growth corres-flaw characterization for skewed flaws.                            ponding to AK, from the fatigue flaw growth rate curve of A-4300 of Appendix A.
A-2500      Flaw Location (c) After all transients have been considered, the For analysis, the stresses due to system loading shall          procedure of (a) and (b) above yields the final flaw be computed at the flaw location. Surface or subsurface            sizes, of and ff, at the end of the evaluation period, flaw characterizations shall be used, depending on the              considering only fatigue flaw growth.
type of flaw. Subsurface flaws within the proximity limit of IWA-3340 to the surface of the component                  A-3220      Flaw Growth Due to Stress Corrosion shall be considered surface flaws and shall be bounded                          Cracking (SCC) by a rectangular or circumferential planar area with Subcritical flaw growth due to SCC has not been the base on the surface.
observed to be a significant flaw growth mechanism in ferritic piping. When growth due to SCC is deter-1A  plane containing the pipe axis.                                mined to be active, characterization shall be the responsi-2A  plane perpendicular to the pipe axis.                          bility of the Owner.
685 This is Electrontic File ragee POticalIndex forexpiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition NCASE4N494                        06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE t-f (a) Subsurface Flaw I
(a) Subsurface Flaw (b) Surface Flaw                                                    (b) Surface Flaw FIG. A-2200-1 FLAW CHARACTERIZATION -                    FIG. A-2200-2 FLAW CHARACTERIZATION - AXIAL CIRCUMFERENTIAL FLAWS                                                        FLAWS A-4000    FAILURE ASSESSMENT DIAGRAM                            andlengths up to one-half the inside circumference of ANALYSIS                                              the pipe.
Figure A-4200-1 shall also be used for axial flaws A-4100    Scope of depths up to 75% of the pipe wall thickness and This Article describes the failure assessment diagram          lengths up to Ccit, where Cjit is given by the limit procedure for the evaluation of flaws in ferritic piping.        load stability condition for through-wall flaws:
The procedure requires:
(a) a failure assessment diagram curve; (b) failure assessment point coordinates;                                    crit =- 1.58(Rt)2 [(O/) 2 - ]
(c) flaw acceptance determination                                The failure assessment diagram shown in Fig.
A-4200-1 has a vertical cutoff for upper bound limits A-4200      Failure Assessment Diagram Curve                      on Sr. The value of the cutoff is given in A-4210. The The failure assessment diagram given in Fig.                  failure assessment diagram curve is limited to R/t < 15.
A-4200-1 is applicable for ferritic piping having:
A-4210    Failure Assessment Diagram Curve Cutoff (a) part-through-wall circumferential flaws under any for Limit Load combination of primary membrane, primary bending, and expansion stresses (see Fig. A-4211-1); and                      The vertical cutoff of the failure assessment diagram (b) part-through-wall axial flaws under internal pres-        curve is provided for the following conditions:
sure (see Fig. A-4212-1).                                            (a) part-through-wall circumferential flaws (see Fig.
Figure A-4200-1 shall be used for circumferential              A-42 11-1) under any combination of primary membrane flaws of depths up to 75% of the pipe wall thickness              and primary bending stress:
686 This is Electrontic File Page # 686 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                NCASE4N494        06-26-98        05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE (at Subsurface Flaw (bMSurface Flaw FIG. A-2400-1 FLAW CHARACTERIZATION - SKEWED AXIAL FLAWS PROJECTED INTO AXIAL PLANE 687 This is Electrontic File lSe" ug"ica Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition          NCASE4N494 06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE (a) Subsurface Flaw (b) Surface Flaw FIG. A-2400-2 FLAW CHARACTERIZATION - SKEWED CIRCUMFERENTIAL FLAW PROJECTED INTO CIRCUMFERENTIAL PLANE 688 This is Electrontic File Page # 688 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition            NCASE4N494  06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Pip FIG. A-2400-3 FLAW CHARACTERIZATION - COMPOUND SKEWED FLAW PROJECTED INTO CIRCUMFERENTIAL AND AXIAL PLANE 689 This is Electrontic File 1Sp WUrig9cal Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition        NCASE4N494  06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494.3 CASES OF ASNIE BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE 1.2 T-1.0 rt                            . . . .                I    u. .        .u.                      .
                                              .  . .      . .  .  .  . . .  .  . .  .  .  . .  .  . . .  . . . .  . .    . . I 0.8 I~~~~  ~~~~~~
111IIII lii I                    4-
                                                                                        . . . . . . .~ . .* . I      . I  . . .
0.6 I~~  ~~~~~                        . . . . . . . . I. I. I. I. . .
0.4 I  IIlIIIIII~1**~-*II 0.2 mi"!tload cutoff  j4                                *-    .-
0.0 U                                                                  1.2        :llll 1.4        1.6 1.2        1.4        1.6        1.8      2.0        2.2 0.0    0.2      0.4        0.6        0.8          1.0 FIG. A-4200-1 FAILURE ASSESSMENT DIAGRAM CURVE FOR PART THROUGH-THE-WALL CIRCUMFERENTIAL AND AXIAL FLAWS 690 This is Electrontic File Page # 690 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                      NCASE4N494            06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE S uof Pb' (Pr,/Pb)
P,,;
where P., = o-Y[.,
                                                                                      -sP    'b          10.5 Neutral axis
[R2  -R,+            -I ~
2
                                                                                    =(R          2    -  R,')
FIG. A-4211-1 CIRCUMFERENTIAL FLAW                                R, = R, + a For circumferential flaws not penetrating the compres-sive region of the pipe cross-section, 0 + /3 5 7r 2o-f P = - [2 sin /3- (a/t) sin 91 7r where
                                                                                /32            t            'f FIG. A-4212-1 AXIAL FLAW For longer flaws penetrating the compressive region of the pipe cross-section, 0 + /3 > 7r 2of (b) part-through-wall axial flaws (see Fig. A-4212-1) under internal pressure.
A-4211    Circumferential Flaw Cutoff                        where (a) For pure membrane stress. Pb = 0, the limit                                                            (SF)P,,]
alt-      *fJ load cutoff for S, is given by 2 - alt SreuIrf = Pme/P,;,
Here the specified safety factor, SF, is given in Table where                                                          A-4400- 1.
Pme = of[I - (alt) (0/ 7T)- 2 P/ir]                            (c) For pure bending stress, Pm = 0, the limit load qi= arcsin [0.5 (alt) sin 0]                            cutoff for S, is given by P. = 0*vF,.
where Fm is'defined in (b) below.                                              S,5t"' = (,r/4) Pb'/(uF,,)
(b) For membrane plus bending stresses, the limit load cutoff for S, is given by                                where Pb' and Fm are as defined in (b) above.
691 This is Electrontic File  ae            Index for expiraton Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition              NCASE4N494    06-26-98        05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE A-4212      Axial Flaw Cutoff                                                  P., = *,Yro, For axial flaws in pipes under internal pressure the
                                                                                      -Ph            12
[b 7TPb\        ]0.5 limit load cutoff for Sr is given by
                                                                                    =81',,      [l8jp")i S cutwff= P/P, where                                                                                  [R,2 -  R' 2
                                                                                                    +    I            -  R2)]
R)R~
2t Po = V[1  =R[I    +f(z)]O,*                                              =(R        2'    R,')
Rr = R, + a + Aa 5
f(z) = (1 + 1.61z)&deg;'
where Fm is re-calculated for each value of Aa. When 0.1542  C2 the primary membrane stress, Pr, is zero, the coordinate at(Rilt + 0.5)                                  Sr' is given by IPh(SF)
P=  (t/R 1 ) of [( - x)/(1 - x/M 2)]
Sr-where where F. is re-calculated for each value of Aa. The X = alt                                          coordinate Kr' is given by 2 =
MW      {1 + [.1(R)ej_
A-4300    Failure Assessment Point Coordinates                    for any value of P.o, where Je and JR are also re-calculated for each value of Aa.
The failure assessment point coordinates, S and Kr,                The linear elastic J-integral is given by shall be calculated for the end of the evaluation period flaw dimensions and for stresses at the location of,                                    J, = 1000 K 2/E' and normal to, the flaw using the JR resistance curve data, where ductile flaw extension at upper shelf temper-atures may occur prior to reaching limit load, or using where J1 , fracture toughness data at transition or lower shelf K, = (SF) Pm,,"W          FF,,
temperatures.
A-4310    Circumferential Flaws                                                  + [(SF)Pb + PJ N]      <      Fb + K1r The equations necessary to calculate the failure as-sessment point coordinates, Sr' and Kr', for part-through-                  F,, = 1.1 + (a'/t) [0.15241 wall circumferential flaws for a specified amount of ductile flaw extension, Aa, are given below. When the temperature is in the transition or lower shelf region,                            + 16.722        D-0  5 - 14.944    ( t0)]
JR shall be replaced by Ji, and Aa shall be zero. When the primary membrane stress, P.o, is not zero, the coordinate Sr' is given by                                                  Fb = 1.1 + (a'/t) [-0.09967
                                                                                          +      a 0*0)'565              1 S,' = (SF) P,,/P,,"
                                                                                    +  5.0057                -2.8329  (aj-0)]
where SF is the specified safety factor in Table A-4400-1, Pm' is re-calculated for each value of Aa, and                      a' = a+Aa 692 This is Electrontic File Page # 692 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                  NCASE4N494      06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE TABLE A-4400-1                                                        K,  =
SPECIFIED SAFETY FACTORS, SF Flaw Type                                                SF where J. and JR are also re-calculated for each value Circumferential Flaws                                              of Aa. The linear elastic J-integral is given by Normal and Upset Conditions                          2.77 Emergency and Faulted Conditions                      1.39 Axial Flaws                                                                              J, = 1000 K1I/E' Normal and Upset Conditions                          3.0 Emergency and Faulted Conditions                      1.5 and In the above equations, a' is updated after each                    K1 = (SF) p (Rl/ t)    -Jx--I      F, + K1 ,
65 increment of ductile flaw extension, while 0 is fixed                    Q= 1 + 4.593 (a/f)'
at its end-of-evaluation-period value. Residual stresses shall be included with a safety factor of 1.0.                          F,= 0.97    [M,' + M 2' (ad/t)2 + M 3' ('/t) 4]f fc=  [(R2z + R, 2 )/(R 22  - R, 2) + 1 - 0.5 -,[a
                                                                                                                          /t/R, A-4320      Axial Flaws Ml'= 1.13 - 0.18 (a/f)
The formulae necessary to calculate the failure assess-ment point coordinates. S,' and K,' for part-through-                M2'= -    0.54 + 0.445/(0.1 + a/f) wall axial flaw with a specified amount of ductile flaw              M 3'= 0.5 - 1/(0.65 + 2a/C) + 14(1 - 2a/            )24 extension, Aa, are given below. When the temperature is in the transition or lower shelf region, JR shall be replaced by J1, and Aa shall be zero. The coordinate In the equations above, a' is updated after each Sr' is given by increment of ductile flaw extension, while ale is fixed at its end-of-evaluation-period value. Residual stresses S,' = (SF)p/Po,                            shall be included with a safety factor of 1.0.
A-4400      Flaw Acceptance Determination where SF is the specified safety factor given in Table The failure assessment point coordinates, S,' and K,',
A-4400-1 and P. is re-calculated for each value of Aa, shall be calculated for each loading condition according to A-4300, using the specified safety factors, SF, in 2t                                      Table A-4400-1 .to determine flaw acceptance.
Po = <      [ - x+x/f(z)Io+v                      (a) For lower shelf and transition temperatures, set Aa to zero and JR to J/, at the temperature of interest in the calculation of the failure assessment point coordi-f(z) = (I + 1.61z)&deg;'s                              nate. Plot the assessment point on the failure assessment diagram in Fig. A-4200-1 and apply the acceptance 0.1542  e2                              criteria of para. 1.2 to determine the acceptability of at(Rl/t + 0.5)                            the pipe for continued service.
(b) For upper shelf temperatures when ductile flaw a' = a +Aa                                      extension may occur prior to reaching limit load, calcu-late a series of assessment points for various amounts x = a'/t                                      of ductile flaw extension, Aa, and plot the points on the failure assessment diagram in Fig. A-4200-1. Apply the acceptance criteria of para. 1.2. to determine the The coordinate Kr' is given by                                    acceptability of the pipe for continued service.
693 This is Electrontic File IaeX*y"t#'v*9ical Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                  NCASE4N494        06-26-98      05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE APPENDIX B EVALUATION OF FLAWS IN AUSTENITIC PIPING B-1000      INTRODUCTION                                            (a) Determine the flaw configuration from the mea-sured flaw in accordance with IWA-3000, using A-2000 B-1100    Scope of this Case.
(a) This Appendix provides a method for determining              (b) Resolve the actual flaw into circumferential and acceptability for continued service of austenitic piping        axial components using A-2000 of this Case.
containing flaws exceeding the allowable flaw standards              (c) Determine the stresses normal to the flaw at of IWB-3514.3. The evaluation methodology is based              the location of the detected flaw for normal, upset, on a failure assessment diagram approach that includes          emergency, faulted, and test conditions.
consideration of the following failure mechanisms:                  (d) Perform a flaw growth analysis, as described in (1) brittle fracture described by linear elastic frac-    Section XI, C-3200, to establish the end of the evaluation ture mechanics;                                                  period flaw dimensions, af and Cf.
(2) elastic plastic fracture mechanics, when ductile          (e) Obtain actual pipe material properties, E, o-y, of, flaw extension occurs prior to reaching limit load;              and the JR resistance curve or Jl,, at the temperatures (3) limit load failure of the pipe cross section          required for analysis.
reduced by the flaw area, for ductile materials when                W9Calculate the appropriate vertical cutoff, Srcut'ff, the limit load is assured.                                      for the flaw configuration of interest, circumferential (b) This Appendix accounts for actual pipe material          or axial, using the formulae in A-4211 or A-4212 of toughness properties through input of either the JR resist-      this Case.
ance curve that characterizes ductile flaw extension, or the        (g) Using the formulae in A-4300 of this Case, fracture toughness, J1c. Flaws are evaluated by comparing        calculate the assessment point coordinates (Sr', Kr'),
the actual pipe applied stress, for the flaw size at the end    for the piping stresses P,,, Pb and P, for circumferential of the evaluation period, with the allowable stress, using      flaws, orp (pressure) for axial flaws, using the specified the graphical procedure of a failure assessment diagram          safety factors in Table A-4400-1 of this Case.
approach. All combinations of applied stresses Pm, Pb, and          (h) Plot the assessment points calculated in (g) above.
P, are permitted in the evaluation.                              on the failure assessment diagram in Fig. B-4000-1 of (c) The acceptance criteria of para. 1.2 shall include        this Case, and apply the acceptance criteria of para.
safety margins on failure for the three failure mecha-            1.2 to determine the acceptability of the pipe for nisms described above. The acceptance criteria shall            continued service.
be used to determine acceptability of the flawed piping B-1300    Nomenclature for continued service until the next inspection, or until the end of service lifetime, or to determine the time              The nomenclature is identical to that given in A-1300 interval until a subsequent inspection.                          of this Case.
B-2000    FLAW MODEL FOR ANALYSIS The procedures of A-2000 of this Case shall be used.
B-1200      Procedure Overview B-3000    FLAW GROWTH ANALYSIS The following is a summary of the analytical pro-cedure:                                                            The procedures of Section XI, C-3200 shall be used.
694 This is Electrontic File Page # 694 Asme Nuclear Code CaBes 1998 Edition NCASE4N494                      06-26-98 05:37:58
 
CASE (continued)
N-494-3 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE B-4000      FAILURE ASSESSMENT DIAGRAM                              (b) Figure B-4000-1 shall be used for circumferential ANALYSIS                                            flaws of depths up to 75% of the pipe wall thickness and lengths up to one-half the inside circumference of (a) The failure assessment diagram procedure of the pipe, and Fig. B-4000-1 shall also be used for A-4000 of this Case shall be used, except that the axial flaws of depths up to 75% of the pipe wall failure assessment diagram for austenitic piping in Fig.
thickness and lengths up to ecit where fcit is given by B-4000-1 of this Case shall be used in lieu of Fig.            the limit load stability condition for through-wall flaws:
A-4200z1. Figure B-4000-1 is applicable to austenitic 2
piping having:                                                                e,,,=  1.58(Rt)v2 [(of/o-h)  - 1]V2 (1) part-through-wall circumferential flaws under any combination of primary membrane, primary bend-                  The failure assessment diagram shown in Fig.
ing, and expansion stresses (see Fig. A-4211 of this            B-4000-1 of this Case has a vertical cutoff for upper Case);                                                          bound limits on Sr. The value of the cutoff is given (2) part-through-wall axial flaws under internal          in A-4210 of this Case. The failure assessment diagram pressure (see Fig. A-4212 of this Case).                        curve is limited to R/t < 20.
1.2 1.0 0.8 1&#xfd;  0.6 0.4 0.2 0.0 L_
0.0      0.2      0.4    0.6      0.8      1.0        1.2    1.4      1.6      1.8        2.0  2.0 Sr FIG. B-400-1 FAILURE ASSESSMENT DIAGRAM CURVE FOR PART-THROUGH-WALL                                      E CIRCUMFERENTIAL AND AXIAL FLAWS 695                                                    SUPP. 3 - NC This is Electrontic File Page # 695 SUPP.    #3 Asme Nuclear Code Cases 1998            NC9803U494      03-23-99 10:51:40        Rev 14.05
 
CASE N-498-4 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: February 15, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-498-4                                                  the same inspection period of each inspection interval Alternative Requirements for 10-Year System                    of Inspection Program B.
Hydrostatic Testing for Class 1, 2, and 3 Systems                    (2) The boundary subject to test pressurization Section XI, Division I                                        during the system pressure test shall extend to all Class 2 components included in those portions of systems Inquiry: What alternative rules may be used in lieu        required to operate or support the safety system function of those required by Section XI, Division 1, Table            up to and including the first normally closed valve, IWB-2500-1,      Categories B-E and B-P, Table                including a safety or relief valve, or valve capable of IWC-2500-1, Category C-H, and Table IWD-2500-1,                automatic closure when the safety function is required.
Categories D-A, D-B, and D-C, as applicable, for the                (3) Prior to performing the VT-2 visual examina-10-year system hydrostatic test?                              tion, the system shall be pressurized to that pressure obtained while the system, or portion of the system, Reply:                                                      is inservice performing its normal operating function; (a) It is the opinion of the Committee that as an          or, at the pressure developed during a test conducted alternative to the 10-year system hydrostatic test re-        to verify system operability (e.g., to demonstrate system quired by Table IWB-2500-1, Categories B-E and B-P,            safety function or satisfy technical specification surveil-the following rules shall be used.                            lance requirements). When utilizing a test conducted (1) A system leakage test (IWB-5221) shall be            to verify system operability for the performance of the conducted at or near the end of each inspection interval,      VT-2 examination and multiple safety-related modes prior to reactor startup.
of operation exist or multiple functional tests are avail-(2) The boundary subject to test pressurization          able, the operational mode or test that is performed at during the system leakage test shall extend to all Class      the highest pressure shall be used. No holding time is I pressure retaining components within the system required prior to performing the VT-2 visual examina-boundary.
tion. The system shall be maintained at this pressure (3) Prior to performing the VT-2 visual examina-during performance of the VT-2 visual examination.
tion, the system including portions isolated during nor-(4) The VT-2 visual examination shall include all mal operation shall be pressurized to a pressure not components within the boundary identified in (b)(2) less than the pressure corresponding with 100% rated reactor power. No holding time is required prior to            above.
(5) Test instrumentation requirements of IWA-performing the VT-2 visual examination. The system shall be maintained at this pressure during performance        5260 are not applicable.
of the VT-2 visual examination.                                  (c) It is the opinion of the Committee that, as an (4) Test temperatures and pressures shall not ex-        alternative to the 10-year system hydrostatic test re-ceed limiting conditions for the hydrostatic test curve        quired by Table IWD-2500-1, Categories D-A, D-B, as contained in the plant Technical Specifications.            or D-C (D-B for the 1989 Edition with the 1991 and (5) The VT-2 visual examination shall include all        subsequent Addenda), as applicable, the following rules components within the boundary identified in (a)(2)            shall be used.
above.                                                              (1) A system pressure test shall be conducted at (6) Test instrumentation requirements of IWA-            or near the end of each inspection interval or during 5260 are not applicable.                                      the same inspection period of each inspection interval (b) It is the opinion of the Committee that, as an          of Inspection Program B.
alternative to the 10-year system hydrostatic test re-              (2) The boundary subject to test pressurization quired by Table IWC-2500-1, Category C-H, the follow-          during the system pressure test shall extend to all Class ing rules shall be used.                                      3 components included in those portions of the system (1) A system pressure test shall be conducted at        required to operate or support the safety system function or near the end of each inspection interval or during          up to and including the first normally closed valve, 701                                                    SUPP. 3 - NC This is Electrontic File Page # 701 SUPP.    #3 Asme Nuclear Code Cases 1998            NC9803U498      03-24-99 08:04:23        Rev 14.05
 
CASE (continued)
N-498-4 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE including a safety or relief valve, or valve capable of automatic closure when the safety function is required.
(3) Prior to performing the VT-2 visual examina-tion, the system shall be pressurized to that pressure obtained while the system, or portion of the system, is inservice performing its normal operating function; or, at the pressure developed during a test conducted to verify system operability (e.g., to demonstrate system safety function or satisfy technical specification surveil-lance requirements). When utilizing a test conducted to verify system operability for the performance of the VT-2 examination and multiple safety-related modes of operation exist or multiple functional tests are avail-able, the operational mode or test that is performed at the highest pressure shall be used. No holding time is required prior to performing the VT-2 visual examina-tion. The system shall be maintained at this pressure during performance of the VT-2 visual examination.
(4) The VT-2 visual examination shall include all components within the boundary identified in (c)(2) above.
(5) Test instrumentation requirements of IWA-5260 are not applicable.
SUPP; 3 - NC                                              702 This is Electrontic File Page # 702 SUPP.  #3 Asme Nuclear Code Cases 1998        NC9803U498      03-24-99    08:04:23 Rev 14.05
 
CASE N-504-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: March 12, 1997 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-504-2                                                                be deposited in accordance with a qualified welding Alternative Rules for Repair of Class 1, 2, and 3                            procedure specification identified in the Repair Program.
Austenitic Stainless Steel Piping                                                (c) Prior to deposition of the weld reinforcement, Section XI, Division 1                                                      the surface to be repaired shall be examined by the liquid penetrant method. Indications greater than 1/16 Inquiry: Under the rules of IWA-4120, in Editions                        in. are unacceptable and shall be prepared for weld and Addenda up to and including the 1989 Edition                            reinforcement in accordance with (1) or (2) below:
with the 1990 Addenda in IWA-4170(b), in the 1989                                    (1) Unacceptable indication shall be excavated to Edition with the 1991 Addenda up to and including                            the extent necessary to create a cavity that can be the 1995 Edition and in, IWA-4410 in the 1995 Edi-                          repaired using qualified welding procedures.
tion with the 1995 Addenda and later Editions and                                    (2) One or more layers of weld overlay shall be Addenda, defect may be reduced to an acceptable                              applied to seal unacceptable indications in the area to flaw in accordance with the provisions of either the                        be repaired without excavation. The thickness of these Construction Code or Section XI. As an alternative,                          layers shall not be included in meeting weld reinforce-is it permissible to reduce a defect to a flaw of accept-                    ment design thickness requirements.
able size by increasing the pipe wall thickness by                                (d) If the preparation of (c)(I) or (2) above is deposition of weld reinforcement material on the out-                        required, the area where the weld reinforcement is to side surface of the pipe?                                                    be deposited, including any local repairs or initial weld overlay layers, shall be examined by the liquid penetrant Reply: It is the opinion of the Committee that, in                        method, and shall contain no indications greater than lieu of the requirements of IWA-4120 in Editions and                          1/1 6 in. prior to application of the structural layers of Addenda up to and including the 1989 Edition with                            the weld overlay.
the 1990 Addenda, in IWA-4170(b) in the 1989 Edi-                                  (e) The weld reinforcement shall consist of a mini-tion with the 1991 Addenda up to and including the                          mum of two weld layers having as-deposited delta 1995 Edition, and in IWA-4410 in the 1995 Edition                            ferrite content of at least 7.5 FN. The first layer of with the 1995 Addenda and later Editions and Ad-                            weld metal with delta ferrite content of least 7.5 FN denda, defect in austenitic stainless steel piping may                      shall constitute the first layer of the weld reinforcement be reduced to a flaw of acceptable size in accordance                        design thickness. Alternatively, first layers of at least with IWB-3640 from the 1983 Edition with the Winter                          5 FN may be acceptable based on evaluation.
1985 Addenda, or later Editions and Addenda, by                                    (9 Design of the weld reinforcement shall provide deposition of weld reinforcement (weld overlay) on                            for access for the examinations required by (i) and (j) the outside surface of the pipe, provided the following                      below, and shall be in accordance with (1), (2), or (3) requirements are met:                                                        below.
(a) The repair shall be performed in accordance                                  (1) For circumferentially oriented flaws greater with a Repair ProgramI satisfying the requirements of                        than 10% of the pipe circumference, axial flaws greater IWA-4000 in the Edition and Addenda of Section XI                            than 1.5 in., in length, or more than 5 axial flaws of applicable to the plant in-service inspection program,                        any length, the weld reinforcement shall provide the or later Edition and Addenda.                                                necessary wall thickness to satisfy the flaw evaluation (b) Reinforcement weld metal shall be low carbon                          procedures of IWB-3640 from the 1983 Edition with (0.035% max.) austenitic stainless steel applied 360                          the Winter 1985 Addenda, or later Editions and Ad-deg. around the circumference of the pipe, and shall                          denda. The flaw shall be assumed to be 100% through the original pipe wall thickness for the entire circumfer-ence of the pipe. The axial length and end slope of 1When applying this Case to Editions and Addenda later than the              the reinforcement shall be sufficient to provide for load 1989 Edition, reference to Repair Program shall be read as Repair Plan.      redistribution from the pipe into the deposited weld 733 This is Electrontic F  T File s crPageSee klyffric
                                                                                            ,*    Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                          NCASE5N504        06-26-98 06:24:47
 
CASE (continued)
N-504-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE metal and back into the pipe without violating applicable        flaw growth due to fatigue and the mechanism believed stress limits of Section III for primary local and bending        to have caused the flaw. The flaw growth evaluation stresses and secondary peak stresses. (These require-            shall be performed in accordance with Appendix C.
ments will usually be satisfied if the overlay full              When structural credit is taken for SAW or SMAW thickness length extends axially at least 0.75-\fRi beyond        weld metal in the original pipe weldment or the weld each end of the observed flaws, where R and t are the            overlay, the evaluation requirements of Tables outer radius and nominal wall thickness of the pipe,              IWB-3641-5 and IWB-3641-6 shall be applied.
prior to depositing the weld overlay, and the end slope                  (3) The evaluation of other welds and components is no steeper than 45 deg.)                                      in the system shall consider potential increases in (2) When there are fewer than five axial flaws, each        loading, including shrinkage effects, due to all weld less than 1.5 in. in length, and short circumferential flaws,    overlays in the system, and shall identify and record the combined length of which does not exceed 10% of the          the magnitude and location of the maximum shrinkage pipe circumference, an alternative weld reinforcement            stress developed. These welds and components shall thickness may be used. In determining the combined                meet the applicable stress limits of the Construction length of circumferential flaws for comparison with this          Code. Shrinkage stresses shall be included with other limit, multiple flaws shall be treated as one flaw of length      applied loads on the system in any IWB-3640 flaw equal to the sum of the lengths of the individual flaws char-    evaluations required for the system. In addition, the acterized in accordance with IWA-3300. The flaw shall be          effect of shrinkage from weld overlays on the affected assumed to be 100% through the original pipe wall thick-          portion of the system restraints, supports, and snubbers ness with circumferential length equal to the combined cir-      shall be evaluated to determine whether design toler-cumferential length of the flaws. Following application of        ances are exceeded.
weld reinforcement, the assumed flaw shall meet the flaw              (h) The completed repair shall be pressure tested in acceptance criteria of IWB-3640 from the 1983 Edition            accordance with IWA-5000. If the flaw penetrated the with the Winter 1985 Addenda or later Editions and Ad-            original pressure boundary prior to welding, or if any denda. The axial length and end slope requirements shall          evidence of the flaw penetrating the pressure boundary meet the criteria of(1) above.                                    is observed during the welding operation, a system (3) For weldments with four or fewer axial flaws,          hydrostatic test shall be performed in accordance with each less than 1.5 in. in length, and no circumferential          IWA-5000. If the system pressure boundary has not been flaws, the weld reinforcement shall have sufficient              penetrated, a system leakage, inservice, or functional test thickness to satisfy the requirements of (e) above. No            shall be performed in accordance with IWA-5000.
additional structural reinforcement is required. The axial            (i) Preservice examination of the completed repair length of the weld overlay shall cover the weldment              shall be performed in accordance with IWB-2200. For all and the heat affected zone on each side of the weldment,          classes of components, liquid penetrant and ultrasonic ex-with a minimum overlap of 1/2 in. on each end of the              amination of the completed weld repair shall be performed.
observed flaws. The end slope shall meet the criteria              Examination procedures shall be specified in the Repair of (1) above.                                                      Program. The acceptance standards of Table IWB-3514-2 (g) An evaluation of the repaired weldment, as well            shall apply. Ultrasonic examinations shall verify the integ-as other welds and components in the system affected              rity of the newly applied weld reinforcement. Examina-by the weld reinforcement, shall be performed in accord-          tions shall also be performed to identify the original flaws ance with (1) through (3) below.                                  in the outer25% ofthe underlyingpipe wall as a benchmark (1) The Owner shall comply with IWA-1400(p)                  for subsequent examinations of the overlay. Grinding and from the 1989 Edition with the 1990 Addenda or later              machining of the as-welded overlay surface may be used Editions and Addenda.                                              to improve the surface finish for such examinations, when (2) For repaired welds the evaluation shall consider        the overlay thickness is not reduced below design require-residual stresses produced by the weld overlay with                ments.
other applied loads on the system. The effects of water                0) Nondestructive examinations shall include the backing on the repair weld shall be considered. The                weld and volume identified in (i) above.
evaluation shall demonstrate that the requirements of                  (k) After completion of all repair activities, the af-IWB-3640 from the 1983 Edition with the Winter 1985                fected restraints, supports, and snubbers shall be VT-3 Addenda, or later Editions and Addenda, are satisfied              visually examined to determine if design tolerances for the design life of the repair, considering potential          are met.
734 This is Electrontic File Page # 734 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                NCASE5N504        06-26-98 06:24:47
 
CASE (continued)
N-504-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE (1) All other applicable requirements of IWA-4000 and IWB-4000, IWC-4000, or IWD-4000 shall be met.
(m) Use of this Case shall be documented on an NIS-2 form.
735 hSee ,Numeric This is Electrontic File Page  06--9 Index for expiration 06 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition        NCASE5N5ff4 . 06-26-98 06:24:47
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                            N-513-1
/                                                                  Approval Date: March 28, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates, Case N-513-1                                                                                shall be inspected to characterize the length and depth Evaluation Criteria for Temporary Acceptance of                                            of all flaws in the pipe section.
Flaws in Moderate Energy Class 2 or 3 Piping                                                  (b) Flaw shall be classified as planar or nonplanar.
Section XI, Division 1                                                                          (c) When multiple flaws, including irregular (com-pound) shape flaws, are detected, the interaction and Inquiry: What requirements may be used for tempo-                                      combined area loss of flaws in a given pipe section rary acceptance of flaws, including through-wall flaws,                                    shall be accounted for in the flaw evaluation.
in moderate energy Class 2 or 3 piping, without per-(d) A flaw evaluation shall be performed to determine forming a repair/replacement activity?
the conditions for flaw acceptance. Section 3.0 provides Reply: It is the opinion of the Committee that the                                    accepted methods for conducting the required analysis.
following requirements may be used to accept flaws,                                            (e) Frequent periodic inspections of no more than including through-wall flaws, in moderate energy Class                                    30 day intervals shall be used to determine if flaws 2 or 3 piping, without performing a repair/replacement                                    are growing and to establish the time at which the activity for a limited time, not exceeding the time to                                    detected flaw will reach the allowable size. Alterna-the next scheduled outage.                                                                tively, a flaw growth evaluation may be performed to predict the time at which the detected flaw will grow to the allowable size. The flaw growth analysis shall consider the relevant growth mechanisms such as gen-1.0 SCOPE                                                                                  eral corrosion or wastage, fatigue, or stress corrosion (a) These requirements apply to the ASME Section                                      cracking. When a flaw growth analysis is used to I1, ANSI B31.1, and ANSI B31.7 piping, classified                                        establish the allowable time for temporary operation, by the Owner as Class 2 or 3.                                                              periodic examinations of no more than 90 day intervals (b) The provisions of the Case apply to Class 2 or                                    shall be conducted to verify the flaw growth analysis 3 piping whose maximum operating temperature does                                          predictions.
not exceed 200*F and whose maximum operating pres-                                              () For through-wall leaking flaws, leakage shall be sure does not exceed 275 psig.                                                              observed by daily walkdowns to confirm the analysis (c) The following flaw evaluation criteria are permit-                                conditions used in the evaluation remain valid.
ted for pipe and tube. The flaw evaluation criteria are                                        (g) If examinations reveal flaw growth rate to be permitted for adjoining fittings and flanges to a distance                                unacceptable, a repair or replacement shall be per-of (Rot)"2 from the weld centerline.                                                      formed.
(d) The provisions of this Case demonstrate the                                            (h) Repair or replacement shall be performed no integrity of the item and not the consequences of                                          later than when the predicted flaw size from either leakage. It is the responsibility of the Owner to demon-                                  periodic inspection or by flaw growth analysis exceeds strate system operability considering effects of leakage.                                  the acceptance criteria of 4.0, or the next scheduled outage, whichever occurs first. Repair or replacement shall be in accordance with IWA-4000 or IWA-7000, respectively, in Editions and Addenda prior to the 1991 2.0 PROCEDURE                                                                              Addenda; and, in the 1991 Addenda and later, in (a) The flaw geometry shall be characterized by                                        accordance with IWA-4000.
volumetric inspection methods or by physical measure-                                          (i) Evaluations and examination shall be documented ment. The full pipe circumference at the flaw location                                    in accordance with IWA-6300. The Owner shall docu-The Committee's function Is to establish rules of safety, relating only to pressure Integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tenks end nuclear components, and Inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to Interpret these rles when questions arste regarding their Intent This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and the Inservlce Inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should raer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
I (N-S13-1)
 
CASE (continued)
N'513-1                          CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
[-
depths up to 100% of wall thickness may be evaluated.
When through-wall circumferential flaws are evaluated, t2 the formulas for evaluation given in Articles C-3320 of Appendix C may be used, with the flaw penetration t            (alt) equal to unity.
When through-wall axial flaws are evaluated, the allow-able flaw length is:
efj    1.58        O(L-.. - 1]            (1) orh = pD0 I2t                    (2) op = (S,+ S.)Y2                    (3)
(a) Circumferential Flaw where p-= is pressure for the loading condition D, = is pipe outside diameter of= is the flow stress Sy= is the code yield strength Su = is the code tensile strength and SF= is the safety factor as specified in C-3420 I-t Material properties at the temperature of interest shall be used.
(c) For planar flaws in ferritic piping, the evaluation procedure of Appendix H shall be used. Flaw depths up to 100% of wall thickness may be evaluated. When through-wall circumferential flaws are evaluated in ac-cordance with H-5300 or H-6300, the flaw penetration (b) Axial Flaw                            (alt) shall be set to unity. For through-wall axial flaws, the allowable length is defined by Eqs. (1) through FIG. 1 THROUGH-WALL FLAW GEOMETRY                        (3), with the appropriate safety factors from Appendix H. When through-wall flaws are evaluated in accordance with H-7300 or H-7400, the formulas for evaluation given in Article H-4200 may be used, but with values ment the use of this Case on the applicable data              for F., Fb, and F applicable to.. through-wall flaws.
report form.                                                    Relations for Fmo, Fb, and F that take into account flaw shape and pipe geometry (RIt ratio) shall be used.
The appendix to this Case provides equations for F.,
Fb, and F for a selected range of Rit. Geometry of 3.0    FLAW EVALUATION                                          a through-wall crack is shown in Fig. 1.
(d) For nonplanar flaws, the pipe is acceptable when (a) For planar flaws, the flaw shall be bounded by          the remaining pipe thickness (tp) is greater than or a rectangular or circumferential planar area in accor-          equal to the minimum wall thickness (t0i.):
dance with the methods described in Appendix C or Appendix H. IWA-3300 shall be used to determine when multiple proximate flaws are to be evaluated as                                  tm..=  2(S pD.
                                                                                                + 0.4p)                (4) a single flaw. The geometry of a through-wall planar flaw is shown in Fig. 1.                                        where (b) For planar flaws in austenitic piping, the evalua-            p = is the maximum operating pressure at flaw lo-tion procedure in Appendix C shall be used. Flaw                          cation 2 (N-513.1)
 
CASE (continued)
CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                N-513-1
(,
FIG. 2  ILLUSTRATION OF NONPLANAR FLAW DUE TO WALL THINNING S= is the allowable stress at operating temperature      (Rotmif.)1 and t,.. is greater than 1.13 tmjn. taro is Where appropriate, bending load at the flaw location        determined by satisfying both of the following equa-shall be considered in the determination of t &,.When            tions:
tp is less than tj,,. an evaluation shall be performed as given below. The evaluation procedure is a function                                                                  (5) of the depth and the extent of the affected area as                                1in L        I    tmJ, I illustrated in Fig. 2.
(1) When the width of wall thinning Wm that                                      t,,,,  0.353L, (6) exceeds t,,w, is less than or equal to 0.5 (Rot)" 2 , where                              1mm    V&#xfd;'
R0 is the outside radius and Wm is defined in Fig. 2, the flaw can be classified as a planar flaw and evaluated            When the above requirements are not satisfied, (4) in accordance with (a) through (c), above, When the              shall be met.
above requirement is not satisfied, (2) shall be met.                  (4) When the requirements of (1), (2), and (3)
(2) When the transverse extent of wall thinning          above are not satisfied, tdoe is determined from Curve that exceeds tm,,, L,,    is not greater than (Rotm,) ,        2 of Fig. 3. In addition, ,k,, shall satisfy the following hto* is determined from Curve 1 of Fig. 3, where L,,,)          equation:
is defined in Fig. 2. When the above requirement is not satisfied, (3) shall be met.
(3) When the maximum extent of wall thinning                              tmioc &#xfd;      1 that exceeds tmrn, Lm, is less than or equal to 2.65                              t,.in.                                (7 3 (N-513-1)
 
CASE (continued)
N-513-1                          CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE 1.0 0.8 0.6 E
3 0.4 0.2
(
0 0                    2          3          4          5        6          7          8 FIG. 3 ALLOWABLE WALL THICKNESS AND LENGTH OF LOCALLY THINNED AREA where ob is the nominal pipe longitudinal bending                The temperature T is the metal temperature in degrees stress resulting from all primary pipe loadings.                Farenheit. The flaw growth rate curves for the above (e) In performing a flaw growth analysis, the proce-          SCC growth mechanisms are shown in Figs. 4 and 5.
dures in Article C-3000 for austenitic piping, or Article        Other growth rate parameters in Eq. 8 may be used, H-3000 for ferritic piping, may be used as guidance.            provided they are supported by appropriate data.
Relevant growth rate mechanisms shall be considered,                (J)For nonferrous materials, nonplanar and planar When stress corrosion cracking (SCC) is active, the              flaws may be evaluated following the general approach following growth rate equation shall be used:                  of (a) through (e) above. For planar flaws in ductile materials, the approach given in (b) and (e) may be used; otherwise, the approach given in (c) and (e) da/dt = SrCK.                    (8) should be applied. Safety factors provided in 4.0 shall be used. It is the responsibility of the evaluator to where da/dt is flaw growth rate in inches/hour, K.=            establish conservative estimates of strength and fracture is the maximum stress intensity factor under long-term          toughness for the piping material, steady state conditions in ksi in. 1/2 ST is a temperature correction factor, and C and n are material constants.
For intergranular SCC in austenitic steels, where T 5          4.0    ACCEPTANCE CRITERIA 200 0 F.                                                            The piping containing a circumferential planar flaw where                                                          is acceptable for continued temporary service when C= 1.79 x 10-1                                            flaw evaluation provides a safety margin, based on ST= I                                                      load, of a factor of 2.77 for Level A and B and 1.39 n= 2.161                                                  for Level C and D service loading conditions. For For transgranular SCC in austenitic steel, where T <            axial planar flaws, the safety margings for temporary 2000F.                                                          acceptance, based on load, are 3.0 for Level A and B, and 1.5 for Level C and D service loading conditions.
where                                                          Piping containing a nonplanar flaw is acceptable for A= 3.71 X 101                                            continued temporary service if ti,        where talx is C= 1.79 x l0e                                            determined from 3.0(d).
St= A 10Y                                                      Lower safety factors may be used, provided that a m= (0.01842 T- 12.25)                                      detailed engineering evaluation of continued operation n= 2.161                                                  demonstrates that lower safety factors are justified.
4 (N-513-1)
 
CASE (continued)
CASES OF ASME BOILER AND PIZESSURE VESSEL CODE                              N-513-1
/7il  5.0 AUGMENTED EXAMINATION                                              e.1 = allowable axial through-wall length An augmented volumetric examination or physical                        L= maximum extent of a local thinned area with t
                                                                                      < tw, measurement to assess degradation of the affected sys-L, = maximum extent of a local thinned area with r tem shall be performed as follows:
                                                                                      <trai (a) From the engineering evaluation, the most suscep-
                                                                          /.() = axial extent of wall thinning below td.
tible locations shall be identified. A sample size of at least five of the most susceptible and accessible loca-              Ag0 = circumferential extent of wall thinning below tions, or, if fewer than five, all susceptible and accessible p = maximum operating pressure at flaw location locations shall be examined within 30 days of detecting R = mean pipe radius the flaw.
                                                                              &= outside pipe radius (b) When a flaw is detected, an additional sample S = allowable stress at operating temperature
      ,of the same size as defined in 5(a) shall be examined.
S, = code specified ultimate tensile strength (c) This process shall be repeated within 15 days Sy = code specified yield strength for each successive sample, until no significant flaw t= wall thickness is detected or until 100% of susceptible and accessible              tai = allowable local thickness for a nonplanar flaw locations have been examined.                                                  that exceeds rt0,
                                                                                  = minimum wall thickness required for pressure loading 6.0 NOMENCLATURE to, = nominal wall thickness c = half crack length                                              t,= minimum remaining wall thickness D, = outside pipe diameter                                      W.= maximum extent of a local thinned area perpen-F= nondimensional stress intensity factor for                            dicular to Lm with t < tr, through-wall axial flaw under hoop stress                      A= nondimensional half crack length for through-Fb= nondimensional stress intensity factor for                            wall axial flaw through-wall circumferential flaw under pipe                  of= material flow stress bending stress                                                ah = pipe hoop stress due to pressure Fm = nondimensional stress intensity factor for                    o'b = nominal longitudinal bending stress for primary through-wall circumferential flaw under mem-                        loading without stress intensification factor brane stress                                                  (= half crack angle for through-wall circumferen-
              = total crack length = 2c                                              tial flaw
/,
5 (N-513-1)
 
CASE (continued)
N-513-1                CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE I0 Stress Intensity Factor, K (ksi in. '/2)
FIG. 4 FLAW GROWTH RATE FOR IGSCC IN AUSTENITIC PIPING 6 (N-513-1)
 
CASE: (continued)
CASES OF ASME BOILER AND PRMSURE VESSEL CODE            N-513-1 C.,
\,:* *....
S S
C, U
Stress Intensity Factor, K (kei in. 1/2)
FIG. 5 FLAW GROWTH RATE FOR TGSCC IN AUSTENITIC PIPING 7 (N-513-1)
 
CASE: (continued)
N-513-1                        CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
("*
APPENDIX I RELATIONS FOR Fm, Fb, AND F FOR THROUGH-WALL FLAWS 2
I-1.O  DEFINITIONS                                                    Ci= 7.79661 + 5.16676 (RI:) - 0.24577 (RI0) 3
                                                                            + 0.00541 (R/t)
For through-wall flaws, the crack depth (a) will be Ab= -3.26543 + 1.52784 (R =It) - 0.072698 (RIt) 2 replaced with half crack length (c) in the stress intensity
                                                                            + 0.0016011 (R/t)3 factor equations in Articles H-7300 and H-7400 of                                                                      2 Bb= 11.36322 - 3.91412 (RI:) + 0.18619 (Rit)
Section XI, Appendix H. Also, Q will be set equal to
                                                                            - 0.004099 (R/)
unity in Article H1-7400.                                                                                              2 Cb= -3,18609 + 3.84763 (RI:) - 0.18304 (RIt) 3
                                                                            + 0.00403 (R/t) 1-2.0  CIRCUMFERENTIAL FLAWS                                        Equations for Fm and Fb are accurate for RIt between 5 and 20 and become increasingly conservative for RI For a range of RIt between 5 and 20, the following              r greater than 20. Alternative solutions for F, and Fb equations for F, and Fb may be used:                              may be used when RIt is greater than 20.
2 + Cm (O/) 3 '5 F. = 1 + Am (ehrT)L5 + B13(0/*)"i Fb = I + Ab (0/10)5 + Bb (OI1r) 25. + Cb (0/1T)3.1          1-3.0    AXIAL FLAWS For internal pressure loading, the following equation where                                                              for F may be used:
8= Half crack angle = cIR                                          F= I + 0.072449A + 0.64856A2 - 0.2327A3 +
R = Mean pipe radius                                                    0.038154A4 - 0.0023487A' t= Pipe wall thickness                                      where an d                                                                    A= cl(Rt)'1 2 Am= -2.02917 + 1.67763 (RI:) - 0.07987 (RIt)2                        c = half crack length
        + 0.00176 (R/t)3                                            The equation for F is accurate for A between 0 and Bm= 7.09987 - 4.42394 (Ri1) + 0.21036 (Rit)2                  5. Alternative solutions for F may be used when A is
        - 0,00463 (R/t)                                          greater than 5.
8 (N -513-1)
 
CASE N-522 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: December 9, 1993 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-522 Pressure Testing of Containment Penetration Piping Section X1, Division I Inquiry: What alternative to the rules of Table IWC-2500-1, Category C-H may be used for pressure testing piping that penetrates a containment vessel, when the piping and isolation valves that are part of the containment system are Class 2 but the balance of the piping system is outside the scope of Section XI?
Reply: It is the opinion of the Committee that 10 CFR 50, Appendix J, may be used as an alternative to the rules in Table LWC-2500-1, Category C-H for pressure testing piping that penetrates a containment vessel, when the piping and isolation valves that are part of the containment system are Class 2 but the balance of the piping system is outside the scope of Section XI.
797 This is Electrontic File Pag e.4ric    Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition          NCASE5N522      06-26-98 06:51:09
 
CASE N-523-2 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: October 2, 2000 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-523-2                                                          defect characterization method, design requirements, Mee] anical Clamping Devices for Class 2 and 3                        and monitoring requirements.
Pipi og Secti on XI, Division 1 3.0    AUTHORIZED INSPECTION AGENCY 7uiry: What requirements may be used for mechan-ical clamping devices to control leakage through the                    The services of an Authorized Inspection Agency presi ,ure boundary and t6 maintain the structural integ-            shall be used. The Owner shall notify the Authorized rity Df Class 2 and 3 piping?                                        Inspection Agency prior to welded fabrication or instal-lation of the clamping device and shall keep the Inspec-Ri ply: It is the opinion of the Committee that the                tor informed of the progress so that necessary inspec-follc wing requirements may be used for mechanical                    tions may be performed.
clarr ping devices to control leakage through the pressure bour dary and to maintain the structural integrity of Clas 2 and 3 piping, NPS 6 and smaller.                              4.0    DEFECT CHARACTERIZATION The size, location, and apparent cause of the defect shall be determined. The defect size shall be suitably 1.0    SCOPE                                                        bounded to account for nondestructive examination
      ) The provisions of this Case apply to piping and              limitations. If the defect size cannot be directly deter-tubi ig, and their associated fittings and flanges, and              mined, a conservative bound of the actual defect size the, velding ends of pumps, valves, and pressure vessels,            shall be determined and documented.
exc( pt for those that form the containment boundary.
The provisions of this Case do not apply to&#xfd; other loca tions in pumps, valves, and pressure vessels..                  5.0 DESIGN REQUIREMENTS
      ,) This Case shall not be used for piping larger 5.1 General Design Requirements thar NPS 2 when the nominal operating temperature The following general design requirements shall be or I,ressure exceeds 200*F or 275 psig.
(, ) Mechanical clamping devices constructed in ac-              included in the Repair/Replacement Plan and shall be considered in the analyses of the clamping device and cor( ance with this Case may remain in service only piping system:
unti [ the next refueling outage, at Which time the (a) Requirements to address environmental and corro-deft ct shall be repaired or replaced in accordance with sive effects of seal composition, seal installation, and IWj &#xfd;-4000.
system fluid on piping, clamping device, and bolting.
      !) References to Section XI within the text of this (b) The defect size used in the design of the clamping Cas are to the 1995 Edition with the 1996 Addenda.
For use with other Editions and Addenda of Section device shall include any projected growth.
XI,l refer to Table 1 for applicable Section XI references.              (c) If additional supports are required to satisfy 5.2 or 5.3, they shall be considered nonpressure retaining items and shall be designed in accordance with the requirements of the Construction Code for the system 2.01 REPAIR/REPLACEMENT PLAN                                          or as permitted by IWA-4221(b) or (c).
4 Repair/Replacement' Plan shall be developed in                      5.2 Clamping Device accordance with IWA-4150(c), and shall identify the                      The following additional requirements apply to the design of the clamping device:
(a) No credit shall be taken for structural
'Tl term Repair/Replacement replaces those terms previously known                                                      capability as Repair," "Replacement." and "Modification."                        of the seal.
747
 
z CA) 0 16  C 0C ri Co TABLE 1                                                          Co PARAGRAPH NUMBER CROSS REFERENCE FOR USE WITH EARLIER EDITIONS AND ADDENDA                                  0 911 Case Paras. 5.1(c)          Case Para. 8.0                                          Co Case Para. 2.0            and 6.0(b)            (Pressure Testing    Case Para. 9.0(a)    Case Para. 10.0 Applicability  (Repair/Replacement Plan) (Construction Code)          Requirements)  (Repair or Replacement)    (Records)    w 0
Winter 1981 Addenda        IWA-4130          IWA-7210(c)                    IWA-5000              IWA-4000          IWA-7520      P through Summer 1985 i
04 IWA-7000                        LII 0o Addenda Winter 1985 Addenda        IWA-4130          JWA-7210(c)                    IWA-5000              IWA-4000 I
1WA-7520 through 1990 Addenda        IWA-7130                                                                IWA-7000 1991 Addenda through      IWA-4140(b)        IWA-4170(c) or (d)            IWA-5000              IWA-4000          IWA-4900 1995 Edition 1995 Addenda through      IWA-4150(c)                                                                                              Co IWA-4221(b) or (c)            IWA-5000              IWA-4000          IWA-4180      LII 1996 Addenda 0
0 LII 0
 
    ?            F CASE (continued)
N-523-2 CASES OF ASMEJEOILER AND PRESSURE VESSEL CODE (b) 'ressure retaining clamping device items shall          Addenda). The other requirements of NCA-3800 are be de *igned based on a stress analysis using the stress          not applicable to this Case.
limits lidentified in Table NC-3321-1.                              (b) If additional supports are required to satisfy 5.0, (c)"Stresses shall meet Level A Service Limits of          the Support materials shall meet the requirements of Sectic m, using normal system operating conditions,              the Construction Code for the system or as permitted and suming postulated full circumferential severance            by IWA-4221(b)'or (c).
of th pipe at the defect location.
The clamping device shall be mechanically con-necte to the pipe. Seal welds may be added to prevent            7.0    FABRICATION AND INSTALLATION REQUIREMENTS leaka e. Serrated contact surfaces of the clamping device are a ceptable, provided they do not affect structural              Welding performed as part of fabrication and installa-integ ty of the piping.                                          tion of the clamping device shall be accomplished in (e) The clamping device shall be designed to produce        accordance with the requirements of IWA-4000. Weld-clam] ing friction of at least five times the friction load      ing shall be documented on an NIS-2 Form.
requ ed to prevent slippage. If a coefficient of friction great than 0.3 is used for friction type connections,            8.0 PRESSURE TESTING REQUIREMENTS the oefficient of friction for each interface design (e.g., serrated or nonserrated) and each combination of              In lieu of hydrostatic testing, a system leakage test
      'inter ce material P-Numbers, shall be experimentally            in accordance with IWA-5000 shall be performed on deter ned.                                                      the portion of the system containing the clamping device.
S.. Piping System following additional requirements apply to the eval ation of the piping system:                                9.0 MONITORING REQUIREMENTS
*"        (a Piping system vibration shall be considered when            The Owner shall prepare a plan for monitoring defect vibr fon is the apparent cause of the defect or the              growth in the area immediately adjacent to the clamping defe t can be propagated by vibration.                          device. The plan shall include the following activities (b The temporary piping'system configuration shall          and requirements.
bee aluated in accordance with the Owner's Require-                (a) Except as permitted by (b) below, and where men' s, and either the Construction Code or Section III.        precluded by the clamping device configuration, the (c~ Effects of the stiffness and weight of the clamping    area immediately adjacent to the clamping device shall devi* e shall be considered in the evaluation of the      be examined using a volumetric method. The examina-pipipj *g system. When the defect is caused by erosion          tion frequency shall not exceed three months, and shall or *rrosion, the base material thickness at the load            be specified in the Repair/Replacement Plan. When the trani fer area shall be determined and projected to the          examination reveals defect growth to a size that exceeds tim of defect repair. The projected wall thickness shall        the projected size determined by 5.1(b), repair or re-be sed when evaluating the piping system.                        placement in accordance with IWA-4000 shall be per-
              ) Constraining effects of the clamping device shall      formed.
bec nsidered when evaluating effects of thermal expan-              (b) Monitoring of defect size shall not be required Sion of the piping system.                                      for a circumferential crack.
(c) In addition to the requirements for monitoring defect size, the clamping device shall be monitored for 6.0                                                              leakage at least weekly. Any leakage at any time shall MATERIAL REQUIREMENTS be dispositioned.
              ) Material used for pressure retaining items of the cla ping device shall be as permitted by Section mI
  . or o
Section III Case, for use as Class 2 pressure dary material. Pressure retaining material for the ping device shall meet the requirements of 10.0    DOCUMENTATION REQUIREMENTS Use of this Case shall be documented on an NIS-2 Form. The records required by IWA-4180 and the NC 2000, except NC-2600, and shall be certified as              Repair/Replacement Plan shall be maintained by the req ired by NCA-3862.1 (1995 Edition with the 1996              Owner until the clamping device is removed.
749
 
CASE N-526 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 9, 1996 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-526 Alternative Requirements for Successive Inspections of Class I and 2 Vessels Section XI, Division 1 Inquiry: What alternative requirements may be used for re-examinations required by IWB-2420(b) or IWC-2420(b) for vessel volumes found by volumetric examination to contain subsurface flaws?
Reply: It is the opinion of the Committee that re-examinations in accordance with IWB-2420(b) or IWC-2420(b) of vessels examination volumes con-taining subsurface flaws are not required, provided the following are met:
(a) The flaw is characterized as subsurface in accord-ance with Fig. 1.
(b) The NDE technique and evaluation that detected and characterized the flaw, with respect to both sizing and location, shall be documented in the flaw evaluation report.
(c) The vessel containing the flaw is acceptable for continued service in accordance with IWB-3600, and the flaw is demonstrated acceptable for the intended service life of the vessel.
805 T i eoc This is Electrontic File    See klVgric P'age    u    Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition          NCASE5N526      06-26-98 06:54:10
 
CASE (continued)
N-526 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE 3.0 2.5 u'  2.0 E 1.5 1.0 0.5 0.0 0                                                              2            3 Flow Half Depth, a (in.)
FIG. I  SUCCESSIVE EXAMINATION (Surface Proximity Rule) 806 This is Electrontic File Page # 806 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition      NCASE5N526          06-26-98 06:54:10
 
CASE N-532-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: March 28, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-532-1                                                                (e) The completed Form NIS-2A shall be maintained Alternative Requirements to Repair and                                  by the Owner.
Replacement Documentation Requirements and                                  (f9 The Owner shall maintain an index of Repair/
Inservice Summary Report Preparation and                                Replacement Plans in accordance with TWA-6340. The Submission                                                              index shall identify the identification number required Section XI, Division 1                                                  by (b) above the inspection interval and period during which each repair or replacement was completed.
Inquiry: What alternatives may be used to the re-quirements of IWA-4180(d) and IWA-62 10(e) for com-pletion of Form NIS-2 following repair or replacement, and IWA-6210(c) and (d), IWA-6220, IWA-6230(b),
(c). and (d), and IWA-6240(b) for preparation and 2.0    OWNER'S ACTIVITY REPORT submittal of the inservice summary report and Form PREPARATION AND SUBMITTAL NIS-11?
An OWNER'S ACTIVITY REPORT FORM OAR-I Reply: It is the opinion of the Committee that as                    shall be prepared and certified upon completion of each an alternative to the requirements of IWA-4180(d),                      refueling outage. Each Form OAR-1 prepared during IWA-6210(c), (d), and (e), IWA-6220, IWA-6230(b),                      an inspection period shall be submitted following the (c), and (d), and IWA-6240(b), the following provisions                end of the inspection period. Each Form OAR-1 shall may be used. This Case shall be utilized at least until                contain the following:
the end of the inspection period in which it was invoked.                  (a) Abstract of applicable examinations and tests with the information and format of Table 1.
(b) A listing of item(s) with flaws or relevant condi-1.0    CERTIFICATION OF THE REPAIR OR                                  tions that required evaluation to determine acceptability REPLACEMENT                                                      for continued service, whether or not the flaw or relevant condition was discovered during a scheduled (a) The Owner's Repair/Replacement Program shall examination or test. The listing shall provide the infor-identify use of this Case.
mation in the format of Table 2.
(b) A Repair/Replacement Plan shall be prepared in (c) Abstract for repairs, replacements and corrective accordance with IWA-4150, and shall, be given a unique measures performed, which were required due to an item identification number.
containing a flaw or relevant condition that exceeded (c) Upon completion of all required activities associ-IWB-3000,        IWC-3000,      IWD-3000,  . IWE-3000, ated with the Repair/Replacement Plan, the Owner shall IWF-3000, or IWL-3000 acceptance criteria; even prepare a REPAIR/REPLACEMENT CERTIFICATION                              though the discovery of the flaw or relevant condition RECORD, FORM NIS-2A.
that necessitated the repair, replacement or corrective (d) Form NIS-2A shall be presented to the Inspector measure, may not have resulted from an examination for certification.
or test required by this Division. If acceptance criteria, 1All references to IWA-4000 and IWA-6000 used in this Case refer        for a particular item is not specified in this Division, to the 1998 Edition with the 2000 Addenda. For use with other            the provisions of IWA-3100(b) shall be used to deter-Editions and Addenda of Section XI, refer to Table 4 for applicable      mine which repairs, replacements, and corrective mea-Section X1 references. The term Repair/Replacement contained in          sures are required to be included in the abstract. The this Case replaces those terms previously known as "Repair". "Re-placement", and "Modification" in earlier Editions and Addenda of        abstract shall provide the information in the format of Section XI.                                                            Table 3.
775
 
CASE (continued)
N-532-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE FORM NIS-2A REPAIR/REPLACEMENT CERTIFICATION RECORD OWNER'S CERTIFICATE OF CONFORMANCE I certify that the                                          represent by Repair/Replacement rePatror repuOCeiet Plan number                                          conforms to the requirements of Section XI.
Type Code Symbol Stamp Certificate of Authorization No.                                                          Expiration Date Signed                                                                              Date Ooner or Ownei'sDelownee, Title CERTIFICATE OF INSERVICE INSPECTION 1, the undersigned, holding a valid commission issued by the National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors and the State or Province of                                                      and employed by                                                                                            of have inspected the items described in Repair/Replacement Plan num-ber                              during the period                                      to                                            and state that to the best of my knowledge and belief, the Owner has performed all the activities described in the Repair/Replacement Plan in accordance with the requirements of Section XI.
By signing this certificate neither the Inspector nor his employer makes any warranty, expressed or implied, concerning the activities described in the Repair/Replacement Plan. Furthermore, neither the inspector nor his employer shall be liable in any manner for any personal injury or property damage or loss of any kind arising from or connected with this inspection.
Commissions lnspetetnoSigtune                                                        National Board, State, Prioleco, and Endororenurv Date This form (E00126) may be obtained from the Order Dept., ASME, 22 Law Drive, Box 2300, Fairfield, NJ 07007-2300.
776
 
CASE (continued)
N-532-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE FORM OAR-i OWNER'S ACTIVITY REPORT Report Number (Namn and Address o Owner)
Plant (Nameand Addressof Plant)
Unit No.                                  Commercial service date                                              Refueling outage no.
(If anficable)
Current inspection interval (Ist. 2nd,3,d,4th,,othear)
Current inspection period (19. 2A,3d)
Edition and Addenda of Section XI applicable to the inspection plan CERTIFICATE OF INSERVICE INSPECTION I, the undersigned, holding a valid commission issued by the National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors and the State or Province of                                          and employed by                                                  of                                        have inspected the items described in this Owner's Activity Report, during the period                                                to                      and state that to the best of my knowledge and belief, the Owner has performed all activities represented by this report in accordance with the requirements of Section XI.
By signing this certificate neither the Inspector nor his employer makes any warranty, expressed or implied, concerning the examinations, tests, repairs, replacements, evaluations and corrective measures described this report. Furthermore, neither the inspector nor his employer shall be liable in any manner for any personal injury or property damage or a loss of any kind arising from the connected with this inspection.
Commissions Ins1nator'sSknu'tmn                                                      National Saurd, State, Provnrce, "adEndorstments Date This form (E00127) may be obtained from the Order Dept., ASME, 22 Law Drive, Box 2300, Fairfield, NJ 07007-2300.
777
 
CASE (continued)
N-532-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE TABLE 1 ABSTRACT OF EXAMINATIONS AND TESTS TABLE 2 ITEMS WITH FLAWS OR RELEVANT CONDITIONS THAT REQUIRED EVALUATION FOR CONTINUED SERVICE Flaw              Flaw or Relevant Condition Found Examination              Item                Item                  Characterization          During Scheduled Section XI Category              Number            Description              (IWA-3300)            Examination or Test (Yes or No)
TABLE 3 ABSTRACT OF REPAIRS, REPLACEMENTS, OR CORRECTIVE MEASURES REQUIRED FOR CONTINUED SERVICE Flaw or Relevant Condition Found Repair,                                                    During Scheduled Replacement,                                                      Section XI                            Repair/
Code        or Corrective          Item              Description          Examination or          Date          Replacement Class          Measure            Description          of Work              Test (Yes/No)      Completed        Plan Number 778
 
TABLE 4 PARAGRAPH NUMBER CROSS REFERENCE FOR USE WITH EARLIER EDITIONS AND ADDENDA 1998 Edition with the 2000 Addenda            1983 Winter Addenda                            1991 Addenda through 1995 Addenda through (Code Case References)      through 1989 Addenda      1990 Addenda              1995 Edition      2000 Addenda IWA-4150                [WA-4130, IWA-7130    1WA-4130, IWA-7130          IWA-4140              IWA-4150 IWA-4180(d)            IWA-7520(a)(8)        IWA-7520(a)(8)              IWA-4910(d)          IWA-4180(d)
IWA-6210(c)            IWA-6210(c)            IWA-6210(c)                  IWA-6210(c)          lWA-6210(c)
IWA-6210(d)          IWA-6210(d)      0 IWA-6210(d)            IWA-6220(b)(10)        IWA-6210(d)
IV IWA-6210(e)            IWA-6220(b)(10)        IWA-6210(e)                  IWA-6210(e)          IWA-6210(e)
IWA-6220                IWA-6220              IWA-6220                    IWA-6220            iWA-6220 1WA-6230(b)            IWA-6220(c)            IWA-6230(b)                  IWA-6230(b)          IWA-6230(b)
IWA-6230(c)            IWA-6220(d)            IWA-6230(c)                  1WA-6230(c)          IWA-6230(c)
IWA-6230(d)            IWA-6220(e)            IWA46230(d                  IWA-6230(d)          IWA-6230(d)      btj IWA-6240(b)            IWA-6230              IWA-6240(b)                  IWA-6240(b)          IWA-6240(b) 0d 0
z U 0 CA)
N,  CL I
 
CASE N-533-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: February 26, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-533-1 Alternative Requirements for VT-2 Visual Examination of Class 1, 2, and 3 Insulated Pressure-Retaining Bolted Connections Section XI, Division 1 Inquiry: What alternative requirements may be used in lieu of those of IWA-5242(a) to remove insulation from Class 1, 2, and 3 pressure-retaining bolted con-nections to perform a VT-2 visual examination?
Reply: It is the opinion of the Committee that, as an alternative to the requirements of IWA-5242(a) to remove insulation from Class 1, 2, and 3 pressure-retaining bolted connections to perform a VT-2 visual examination, the following requirements shall be met.
(a) A system pressure test and VT-2 visual examina-tion shall be performed each refueling outage for Class 1 connections and each period for Class 2 and 3 connections without removal of insulation.
(b) The insulation shall be removed from the bolted connection, each refueling outage for Class 1 connec-tions and each period for Classes 2 and 3 connections, and a VT-2 visual examination shall be performed.
The connection is not required to be pressurized. Any evidence of leakage shall be evaluated in accordance with IWA-5250.
833                                    SUPP. 4 - NC This is Electrontic File Page # 833 SUPP. #4 Asme Nuclear Code Cases 1998      NC9804U533      07-14-99 11:23:25  Rev 14.05
 
CASE N-537 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: March 14, 1995 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-537 Location of Ultrasonic Depth-Sizing Flaws Section XI, Division I Inquiry: What alternative to the requirements of para. 2.2(b) of Appendix VIII, Supplements 2, 4, and 6, and para. 2.3 of Supplements 10 and 11, may be used to identify the location of flaws to be sized for depth during a performance demonstration?
Reply: It is the opinion of the Committee that, as an alternative to the requirements for identification of flaw location for depth sizing referenced in the in-quiry, the region of the specimen containing a flaw to be sized shall be identified to the candidate.
841 Seeft~ugyric Index for expiration This is Electrontic File Page g1i Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition          NCASE5N537      06-26-98  06:56:19
 
CASE N-545 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 24, 1995 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-545 Alternative Requirements for Conduct of Metal Path, in.          Location Tolerance, in.
Performance Demonstration Detection Test of Up to 6                        + 0.8 Reactor Vessel 7                            1.0 Section XI, Division 1 8                            1.1 9                            1.2 Inquiry: When conducting a performance demon-                          10                            1.4 stration test in accordance with Appendix VIII, Sup-                      11                            1.5 plements 4, 5, 6, and 7, what alternative requirements                    12                            1.6 may be used to determine correct flaw location toler-                      13                            1.8 ance in X and Y for grading the performance demon-                        14                            1.9 stration test?                                                            15                            2.1 16                            2.2 17                            2.3 Reply: It is the opinion of the Committee that the 18                            2.5 following location tolerances for X and Y may be                          19                            2.6 used instead of the absolute - 1/2 in. specified in                        20                            2.7 Appendix VIII, Supplement 4, para. 2.1(b).
857 See :o This is Electrontic File Page , ttggtric Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition              NCASE5N545      06-22-98 14:45:30
 
CASE N-546 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 24, 1995 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-546                                                    N45.2.6, ASNT SNT-TC-IA, or ASNT CP-189) pro-Alternative Requirements for Qualification of                vided the examination personnel are qualified in ac-VT-2 Examination Personnel                                    cordance with the following requirements.
Section X1, Division 1                                            (a) At least 40 hr plant walkdown experience, such as that gained by licensed and nonlicensed operators, Inquiry: What alternative to the requirements of          local leak rate personnel, system engineers, and inspec-IWA-2300 may be used for qualification of VT-2 vis-          tion and nondestructive examination personnel.
ual examination personnel?                                        (b) At least 4 hr of training on Section XI require-ments and plant specific procedures for VT-2 visual Reply: It is the opinion of the Committee that VT-2 examination.
visual examination personnel need not be qualified (c) Vision test requirements of IWA-2321, 1995 nor certified to comparable levels of competence in Edition.
accordance with the referenced standard (i.e., ANSI 859 This is Electrontic hi  cocPage File    See Jff u4 eric Index for expiration Asme Nuclear Code Cases        1998 Edition      NCASE5N546        06-26-98 06:14:16
 
CASE N-552 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: December 12, 1995 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-552                                                        (b) Nozzle mockup material and configurations shall Alternative Methods - Qualification for Nozzle                  be representative of nozzles installed in operating reactor Inside Radius Section from the Outside Surface                  vessels, but may be any thickness, diameter, or radius Section XI, Division I                                          suitable for demonstration in accordance with para. 3.0.
(c) Flaws shall be uniformly distributed in examina-Inquiry: What alternative to the requirements of            tion zones A and B of Fig. 2. At least half of the Appendix VIII, Supplement 5 may be used for quali-              flaws shall be located within +/-45 deg. of nozzle fication of methods for examination of the nozzle in-          azimuth angles 90 or 270.
side radius section from the outside surface?                      (d) All flaws shall be located in the required inspec-tion volume and shall be oriented in the radial axial Reply: It is the opinion of the Committee that the          plane of the nozzle inside radius section as shown in following requirements may be used in lieu of the              Fig. IWB-2500-7.
requirements of Appendix VIII, Supplement 5 for qualification of methods for examination of the nozzle inside radius section from the outside surface.                3.0    CONDUCT OF PERFORMANCE DEMONSTRATIONS 1.0    PROCEDURE REQUIREMENTS 3.1    Procedure Qualification Demonstrations The examination procedure shall include or provide for the following:                                                (a) The qualification shall demonstrate the following:
(a) A computational model that calculates misorienta-              (1) Examination surfaces to be used, i.e., vessel tion angles and the maximum metal path distance to              plate, outer blend radius, and nozzle boss; the required inspection volume. Misorientation angle                  (2) Maximum metal path length; is shown in Fig. 1. These calculations apply to the                    (3) Maximum misorientation angles.
central ray of the ultrasonic beam.                                (b) The demonstration shall include at least 10 flaws (b) A scope statement that specifies the maximum            for detection and sizing, in one or more mockups.
acceptable misorientation angle and metal path for the              (c) The initial demonstration shall be a blind test.
examinations.                                                      (d) After a successful initial demonstration, the scope (c) Division of the surface of the required examina-        of the procedure may be extended by (1) additional tion volume into grids of 1.0 in. or less in the nozzle        demonstrations on additional mockups, or (2) nonblind axis direction and 10 deg. or less of azimuth.                  demonstrations on at least one flaw using scan parame-(d) Documenting the misorientation angle and metal          ters calculated to provide the desired maximum path path distance in each grid cell location for each search        length or misorientation angles. Detection shall be unit or scan.                                                  demonstrated to specific criteria listed in the examination (e) Documenting the search unit or scan that produces      procedure for any extension of procedure scope.
the minimum misorientation angle when multiple search units are used.                                                3.2 Procedure Qualification Documentation. The examination procedure, modeling program and meth-ods, and the qualification results shall be documented 2.0    SPECIMEN REQUIREMENTS                                    to the extent necessary to determine that inservice examinations produce equivalent or smaller misorienta-Demonstration specimens shall meet the requirements tion angles than the procedures demonstrated.
of Appendix VIII, Supplement 4, except as modified by (a) through (d). Flaw depths shall be distributed 3.3    Personnel Qualification over the range of depths required by Supplement 4.
(a) One or more full size or sections of full size              (a) Individuals previously qualified in accordance nozzle mockups shall be used.                                  with the requirements of Appendix VIII, Supplement 883 This is Electrontic File TSee k.JVgric 0-age2-Index 05:
for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition              NCASE5N552      06-26-98      06:58:40
 
CASE (continued)
N-552 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Incident plane Misorientation angle FIG. 1 MISORIENTATION ANGLE 884 This is Electrontic File Page # 884 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition      NCASE5N552        06-26-98 06:58:40
 
CASE (continued)
N-552 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
                        *tt A
FIG. 2 FLAW DISTRIBUTION ZONES 885 This is Electrontic File PaSee 4 V~gfric Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition      NCASE5N552      06-26-98 06:58:40
 
CASE (continued)
N-552 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE 4, for the same type of procedure (manual or automated),        4.2    Depth Sizing Acceptance Criteria from the outside surface, using the same type of instru-(a) Examination procedures and equipment are quali-ments and data recording and analysis equipment, shall fied for depth sizing if the results of the sizing demon-be qualified as follows:
stration meet the requirements of Appendix VIII, Sup-(1) Successful demonstration shall include at least plement 4, 3.2.
three additional flaws.
(b) Personnel previously qualified to Appendix VIII, (2) Examinations shall be conducted from each of Supplement 4, as described in para. 3.3(a), are qualified the scan surfaces covered by the procedure.
if the results from the sizing tests, when added to the (3) The candicate shall demonstrate a selection of      candidate's results from Appendix VIII, Supplement 4, essential variables covered by the procedure, but need          meet the acceptance criteria of Supplement 4, 3.2.
not demonstrate the full range.
(c) Personnel not previously qualified to Appendix (b) Individuals not previously qualified in accordance      VIII, Supplement 4, are qualified for depth sizing if with the requirements of Appendix VIII, Supplement              the results of the sizing demonstration meet the sizing 4, shall be qualified as follows:                              acceptance criteria of Supplement 4.
(1) The candidate shall demonstrate the procedure on one or more mockups.
(2) The demonstration shall contain at least the        5.0    FIELD EXAMINATIONS minimum number of detection and depth sizing flaws                The computational model shall be applied in conjunc-specified in Appendix VIII, Supplement 4.                      tion with each field examination, to demonstrate that the (3) The demonstration shall include examinations        proposed examination variables are within the bounds of from each of the scan surfaces described in the pro-            the qualification demonstration.
cedure.                                                            (a) Documentation showing coverage and misorienta-(4) The demonstration need not cover the full            tion angle shall be provided for each nozzle examination range of all the essential variables.                          application performed. The documentation shall be used to demonstrate that the inservice examination will achieve misorientation angles that do not exceed the misorientation angles for which the procedure was 4.0    ACCEPTANCE CRITERIA                                    qualified.
4.1    Detection Acceptance Criteria                              (b) Modeling need not be applied for repeated exami-nation of the same or identical nozzles. Misorientation (a) Examination procedures and equipment are quali-          angles or loss of coverage area need not be calculated fied if each flaw is detected and identified. The number        when the nozzle geomety changes are bounded by of false calls shall not exceed D/10 rounded up to the          previous calculations.
next whole number, where D is the nominal nozzle                    (c) If the misorientation angle or metal path of the inside diameter, in. If only a portion of a nozzle is          field examination exceeds that of the qualification, examined, proportional credit for false calls shall be          additional probe angles and directions may be applied allowed.                                                        to examine these areas without need for requalification, (b) Personnel previously qualified to Appendix VIII,        provided the demonstrated misorientation angle or path Supplement 4, as described in para. 3.3(a), are qualified      length can be achieved.
if each of the flaws presented are detected and identified          (d) If an area can be examined by addition of new with no false calls.                                            search unit angles, orientations, or scan areas that (c) Personnel not previously qualified to Appendix          produce misorientation angles or path length exceeding VIII, Supplement 4, are qualified for detection if the          the qualified values, a new procedure qualification shall results of the demonstration meet the requirements of          be performed.
Table VIII-S4-1. Additionally, the number of false calls            (e) If neither para. 5.0(c) nor (d) can be met, the shall not exceed the number specified in para. 4. 1(a).        area shall be declared an area of no coverage.
886 This is Electrontic File Page # 886 Asme  Nuclear Code Cases 1998 Edition            NCASESN552      06-26-98 06:58:40
 
CASE N-554 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: December 12, 1995 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-554                                                                (c) Revised Owner's Requirements may be used Alternative Requirements for Reconciliation of                        provided they are reconciled in accordance with para.
Replacement Items                                                      2.0. A Report of Reconciliation shall be prepared.
Section XI, Division I 2.0    RECONCILIATION OF CODE AND Inquiry: What alternative to the requirements of OWNER'S REQUIREMENTS IWA-4170(c) and (d), [IWA-7200(c) and (d)]1 may be used for reconciliation of replacement items?                          (a) Code requirements and Owner's Requirements may be technical or administrative.
Reply: It is the opinion of the Committee that the                        (1) Only technical requirements that could affect following requirements may be used in lieu of the                      materials, design, fabrication, or examination, and affect provisions of IWA-4170(c) and (d), [IWA-7200(c) and                    the pressure boundary, or core support or component (d)] for reconciliation of replacement items.                          support function, need to be reconciled.
(2) Administrative requirements, i.e., those that do not affect the pressure boundary or core support or 1.0    CODE APPLICABILITY                                              component support function, need not be reconciled.
1.1    Construction Code and Owner's                                  Examples of such requirements include quality assur-Requirements                                                    ance, certification, Code Symbol Stamping, Data Re-ports, and Authorized Inspection.
(a) An item to be used for repair/replacement activi-                  (b) The administrative requirements of either the ties shall meet the Owner's Requirements and the                      Construction Code of the item being replaced or the applicable Construction Code to which the original item                Construction Code of the item to be used for replacement was constructed, except as provided in paras. 1.1(b)                  shall be met.
and 1.1(c).
(b) The item may meet all or portions of the require-ments of different Editions and Addenda of the Con-                    3.0    RECONCILIATION OF COMPONENTS struction Code, or Section III when the Construction                      (a) Reconciliation of later Editions or Addenda of Code was not Section III, provided the requirements                    the Construction Codes or alternative Codes as permitted of paras. 2.0 through 6.0, as applicable, are met.                    by para. 1.1 is not required. The Owner shall evaluate Construction Code Cases may also be used. A Report                    any changes in weight, configuration, or pressure-tem-of Reconciliation, if required, shall be prepared. All                perature rating.
or portions of later different Construction Codes may                    (b) An earlier Edition and Addenda of the same be used as listed below:                                              Construction Code may be used, provided all technical (1) Piping, piping subassemblies, and their sup-                requirements of the original Construction Code of the ports: B31.1 to B30.7 to Section III.                                  component being replaced are met, except as permitted (2) Pumps, valves, and their supports: B31.1 to                  by para. 4.0. Failure to meet the technical requirements Draft Code for Pumps and Valves for Nuclear Power                      of the original Construction Code may not be accepted to Section III.                                                        by reconciliation.
(3) Vessels and their supports: Section VIII to Section III.
4.0    RECONCILIATION OF MATERIAL (4) Atmospheric and 0-15 psig storage tanks and their supports: Section VIII, API 620 or API 650 to                    4.1    Identical Material Procured to a Later Section III.                                                                  Edition or Addenda of the Construction Code, Section I11, or Material Specification
'When applying this Code Case to 1989 Edition with 1990 Addenda or earlier Edition and Addenda, the references contained in brack-        (a) Materials, including welding materials, may meet ets apply.                                                            the requirements of later dates of issue of the material 889 TSee Igg~ric Index for expiration This is Electrontic File Page        0    -9    7      l Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition NCASE5N554                          06-26-98 07:00:10
 
CASE (continued)
N-554 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE specification and later Editions and Addenda of the              differences, to the corresponding ASTM A or B Specifi-same Construction Code or Section III when the Con-              cation, either specification may be used.
struction Code was not Section III, provided the materi-            (b) When an SFA Specification is identified as being als are the same specification, grade, type, class, or            identical, or identical except for editorial differences, alloy, and heat-treated condition, as applicable.                to the corresponding AWS Specification, either specifi-(b) Differences in the specified material tensile and          cation may be used.
yield strength shall be compared and evaluated. If the replacement material has a lower strength, a comparison shall be made of the allowable stresses. If the tensile          5.0    RECONCILIATION OF PARTS, or yield strength is reduced and allowable stresses are                  APPURTENANCES, AND PIPING reduced, the effect of the reduction on the design shall                SUBASSEMBLIES be reconciled. For welding materials, any reduction in (a) Parts, appurtenances, and piping subassemblies specified tensile strength shall be evaluated to ensure that the strength of the filler metal meets or exceeds            may be fabricated to later Editions and Addenda of the strength of the base materials.                              the Construction Code and later different Construction Codes, as permitted by para. 1.1(b), provided materials 4.2    Identical Material Procured to an Earlier                  are reconciled in accordance with para. 4.0. The Owner Construction Code Edition or Addenda or                    shall evaluate any changes in weight, configuration, or Material Specification                                    pressure-temperature rating.
(a) Materials, including welding materials, may meet            (b) An earlier Edition or Addenda of the same Con-struction Code may be used, provided all technical the requirements of earlier dates of issue of the material requirements of the original Construction Code of the specification and earlier Editions and Addenda of the same Construction Code, provided the materials are                component being replaced are met, except as permitted the same specification, grade, type, class, or alloy, and        by para. 4.0. Failure to meet the technical requirements heat-treated condition, as applicable.                            of the original Construction Code may not be accepted (b) Differences in the specified material tensile and        by reconciliation.
yield strength shall be compared and evaluated. If the replacement material has a lower strength, a comparison shall be made of the allowable stresses. If the tensile          6.0    RECONCILIATION OF DESIGN or yield strength is reduced and allowable stresses are                  REQUIREMENTS reduced, the effect of the reduction on the design shall          6.1    Design to All Requirements of a Later be reconciled. For welding materials, any reduction in                  Construction Code Edition or Addenda specified tensile strength shall be evaluated to ensure that the strength of the filler metal meets or exceeds                (a) When an item is designed to all the requirements the strength of the base materials.                              of a later Construction Code Edition or Addenda or (c) Material examination and testing requirements            to Section III when the Construction Code was not from the Construction Code of the component shall                Section III, reconciliation beyond those design related be met.                                                          issues defined in paras. 3.0, 4.0, and 5.0 is not required.
4.3    Use of a Different Material                                6.2    Design to Portions of the Requirements of a Later Construction Code Edition or (a) Use of materials of a specification, grade, type, Addenda class, or alloy, and heat-treated condition, other than that originally specified, shall be evaluated for suitability        (a) When an item is designed to portions of the for the specified design and operating conditions.                requirements of a later Construction Code Edition or (b) Material examination and testing requirements            Addenda or to Section III when the Construction Code shall be reconciled to the Construction Code require-            was not Section III, the following reconciliation beyond ments of the component.                                          those design related issues defined in paras. 3.0, 4.0, and 5.0 shall be performed.
4.4    Substitution of Material Specifications (1) Material fabrication and examination require-(a) When an SA or SB Specification is identified              ments (e.g., NX-2000, NX-4000, NX-5000 of Section as being identical, or identical except for editorial            III) shall be reviewed to reconcile the details applicable 890 This is Electrontic File Page # 890 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                NCASE5N554      06-26-98    07:00:10
 
CASE (continued)
N-554 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE to design (e.g., NX-3000 of Section Il1) against the design of the replacement item.
(2) Applicable stress indices and stress intensifica-tion factors shall be reconciled against the design geometry of the replacement item.
(3) Applicable design requirements shall be recon-ciled against the design of the replacement item. Exam-ples are as follows:
(a) Required dimensional standards (e.g., Table NX-3132-1 of Section III, Table 126.1 of USAS B31.1-67) shall be satisfied or reconciliation of any differences between the applicable standard and the replacement item shall be performed.
(b) System operating conditions shall satisfy de-sign and service loading condition criteria, e.g., Normal Operating versus Service Level A, or any differences shall be reconciled.
(c) Minimum dimensional requirements such as weld size, thickness and member size shall be satisfied or any differences shall be reconciled.
891 nSee jVggf ric Index for expiration This is Electrontic File                  eagex eio Asme Nuclear Code CaseB 1998 Edition          NCASE5N554      06-26-98 07:00:10
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                            N-566-2 Approval Date: March 28, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-566-2                                                                                continuing operation, and the effect on the system Corrective Action for Leakage Identified at                                                operability of continued leakage. This engineering evalu-Bolted Connections                                                                          ation shall include the considerations listed in (c) below.
Section XI, Division I                                                                          (c) The evaluation of (a) and (b) above is to determine the susceptibility of the bolting to corrosion and failure.
Inquiry: What alternative to the requirements of                                        This evaluation shall include the following:
[WA-5250(a)(2) may be used when leakage is detected at bolted connections?
(I) the number and service age of the bolts; Reply: It is the opinion of the Committee that, as                                              (2) bolt and component material; an alternative to the requirements of IWA-5250(a)(2),                                              (3) corrosiveness of process fluid; the requirements of (a) or (b) below shall be met.
(4) leakage location and system function; (a) The leakage shall be stopped, and the bolting and component material shall be evaluated for joint                                                (5) leakage history at the connection or other integrity as described in (c) below.                                                        system components; (b) If the leakage is not stopped, the Owner shall                                              (6) visual evidence of corrosion at the assembled evaluate the structural integrity and consequences of                                      connection.
0 The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, end to interpret these rules when questions arise regarding their intent. This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, 0and the inservice inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documerts.
I (N-566-2)
 
CASE N-567-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: February 26, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-567-1                                                        or the original Construction Codet of the component Reconciliation Requirements for Class 1, 2, and 3                    being replaced that could affect materials, design, fabri-Replacement Components                                              cation, or examination, and affect the pressure boundary, Section X1, Division 1                                              or core support or component support function, shall be reconciled. Administrative requirements, i.e., those Inquiry: What alternative to the reconciliation re-              that do not affect the pressure boundary or core support2 quirements of IWA-7210 (IWA-4170 in the 1991 Ad-                    or component support function, need not be reconciled.
denda through the 1995 Edition or IWA-4220 in the                    Examples of administrative requirements include quality 1995 Addenda and later Editions and Addenda) may                    assurance, certification, Code Symbol Stamping, Data be used to accept a replacement component con-                      Reports, and Authorized Inspection.
structed to an earlier Edition or Addenda than that of                  (b) The administrative requirements of either the the component being replaced?                                        Construction Code of the item being replaced or the Construction Code of the item to be used for replacement Reply: It is the opinion of the Committee that, as                shall be met.
an alternative to the reconciliation requirements of                    (c) The Owner shall evaluate any changes in weight, IWA-7210 (IWA-4170 in the 1991 Addenda through                      configuration, or pressure-temperature rating in accord-the 1995 Edition or IWA-4220 in the 1995 Addenda                    ance with IWA-4311.
(d) A report of the reconciliation shall be prepared and later Editions and Addenda), a component used and made part of the record in accordance with for replacement may be constructed to an earlier Edi-IWA-6340 (IWA-4910 in the 1991 Addenda through tion or Addenda of the original Construction Code of the 1995 Edition or IWA-4180 in the 1995 Addenda the component being replaced, provided the following and later Editions and Addenda).
requirements are met:
(e) Use of this Case shall be shown on the NIS-2 (a) Any deviations from the Owner's Requirementsi Form documenting installation of the component.
2This provision does not negate the requirement to implement the
'See the 1995 Edition or later IWA-9000 Glossary for definitions    Owner's QA Program, nor does it affect Owner commitments to of Owner's Requirements and Construction Code.                      regulatory and enforcement authorities.
931                                                        SUPP. 4 - NC This is Electrontic File Page # 931 SUPP.    #4 Asme Nuclear Code Cases 1998                  NC9804U567      07-14-99 11:27:45            Rev 14.05
 
CASE N-573 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: March 12, 1997 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-573                                                      Assurance Program that satisfies the requirements of Transfer of Procedure Qualification Records                      IWA- 1400.
Between Owners                                                      (c) The Owner accepting the completed PQR shall Section X1, Division 1                                          accept responsibility for obtaining any additional sup-porting information needed for WPS development.
Inquiry: What alternatives to the welding and braz-              (d) The Owner accepting the completed PQR shall ing procedure qualification requirements of IWA-4000            document, on each resulting WPS, the parameters appli-may be used?                                                    cable to welding. Each WPS shall be supported by all necessary PQR's.
Reply: It is the opinion of the Committee that as                (e) The Owner accepting the completed PQR shall accept responsibility for the PQR. Acceptance shall be an alternative to the welding and brazing procedure documented by the Owner's approval of each WPS qualification requirements of IWA-4000, a procedure that references the PQR.
qualification record (PQR) qualified by one Owner 09 The Owner accepting the completed PQR shall may be used by another Owner. When this alternative demonstrate technical competence in application of the is used, the following requirements shall be met:
received PQR by completing a performance qualification (a) The Owner that performed the procedure qualifi-          test using the parameters of a resulting WPS.
cation test shall certify, by signing the PQR, that testing          (g) The Owner may accept and use a PQR only was performed in accordance with Section IX.                    when it is received directly from the Owner that certified (b) The Owner that performed the procedure qualifi-          the PQR.
cation test shall certify, in writing, that the procedure            (h) Use of this Case shall be shown on the NIS-2 qualification was conducted in accordance with a Quality        form documenting welding or brazing.
941 This is Electrontic T i trPage File    cSee jVynyric
                                                                              ,*    Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                NCASE5N573        06-26-98 07:09:21
 
AUG-17-04 TUE 02:11 PM AN0 MODIFICATIONS                      FAX NO. 501 858 7909    P. 02 CASE N-578-1 CASS*T  OF ASME BOILK,, AND PAESSUIJW VWSWl[, COflk e                            ~    Approval Date: March 28, 2000 SeoNumeric Index for explrat'on and any rVWOiUrnaUion dare.
COwe N-578-1 RiNk.-Iifornd Requirements for          =lass 1, 2, or 3 Pilling, Method 11 Section  XI1, Dvisio. 1 Inquiry. What aliernatdvu o the requirements of Sub-sections MW'S    or IWC or as additional requirements for Subsection IWD may be used for inserviea inspection of Class 1, 2, or 3 piping?
Reply: It Is the opinion of the Committee that, the foliowing requirements may bu used in lieu of the requlrmcOnLs of Subsections IWB or IWC or as addi-rional re'quircmnlns foT Subsection IWD fir inservice inpction of Clam 1. 2, or 3 piping.
899
 
AUG-17-04 TUE 02;11 PH            ANO nODIFICATIONS                                                                FAX NO. 501 858 7909                                            P. 03 CASF. (convinued)
CASVS OF ASM- BOILER AND IR&SSUItV VILSSEL CODS CONTENTS
        -. (100              Scojs      :mnil R&.pon.'ibility ...................................................                                                              901
        -1I100              StOlO    ......................................................................                                                                    901
        *I?00                Piping So jljct t Examinaion ...............................................                                                                      901
        .24019              Exnuodnaion and In*pection ................................................                                                                        901
          ,?t 0              Duties of tho Inspuvtv ......................................................                                                                    901
        -2400                1nsit:ClioI Schcdulo ..............................................                                                                              901
        -2"10                1nsp-'tIlon P'oram .......................................................                                                                        901 24 ?0              Succe**sive ]1np&#xfd;Vri i...........................................
n ...........                                                                                                    901
        -Z430                A liliomdi flxaninations .......................................                                                                      ............ 901
        -25(g)0                xamination arnd Piu.sr,'e Test Requiremcnts .....                                                            .......................          904
        -.1VAI                Acccplaure Stamilirds ......................................................                                                                      904 3.W                                ..................................................................                                                                904
        -3110                Cb;        ,rac
                                            'i',ltion.............................................................                                                              904 3 20              Acceptabiliy ...............................................................                                                                      904
        -'3f )              AccL-qianee Sandards .......................................................                                                                      904 Rel.dr/Replahconent Procedures .............................................                                                                      904
        -5051)              Sy*,:mn PreIL ture 'Teals......................................................                                                                  904
          -601111            R rrtrori soid kepoal, .......................................................                                                                    904
          -50*00              (;if    ass ry ...................................................................                                                                  904 Appidoix Requirtnmnt for Risk-Tnrrrnned Selection LN'ocsm ...............................                                                                  907 l-I                Risk Bva4u1alion l',occss .....................................................                                                                  908 I                  It xranuin;Linn C..I errdiI          ............................................................                                                902 1-1                Dcgraiialion M cclnnismn                .....................................................                                                    909 1-2                  Deoradatioa Mechumisoi                  Culiegury ........                                      .............................                    911 I-                  Cr.ncque*.c Catrgodcs                  for lnitiuting Eve*t Impact Group ......................                                                912 i-IQvrs*hnfialve                      Indices for          Consequence Calegori.s ...............................                                                  912 1.5                (unsequcnce categodri' for Sy,.rll Impact Group ..............................                                                                  913 1,6                C.(rw(.Lqecce Catcgories for Coinbliution bnlpac Oroup .........................                                                                913 1.7                Conseywunce CAlogories for Pipc Failures Resulting in Increased Potential for an Iluiolated LOCA Ousidi Conrainmen ....................................                                                                      915 I-9                Risk Murix .                ...................................................                                                                915 9U0
 
AUG-17-04 TUE 02:12 PM                  ANO MODIFICATIONS                      FAX NO, 501 858 7909                          P.04 CASE (continued)
N-578-1 CANSIS OF A1M M~ IXrtt AND PRIUiSURP. VJLSEL CODU
      -1000 W.01PE AND) RISi'ONSIlBlLITY                                    program, those items shall be added in aeardamce with IWB-2412 of the 1994 Addenda.
          'T1hiq C2aw ptovide'n risk-hinorm.'d requirciants for            -2420 Successive Jnspection.ls i)Awcrviev ii pcelion of Clocs 1, 2, or 3 piping. For                    (a) The sequence of piping examinations cstablished OMNi I or 2 piping, flwse retluirtenivnis Arc al altemaiaive          during the first inspection interval using the risk-in.
lo, 1ho rcquhruemeiit of Calcguries 13-l, 11-1, CF-17-. or            fonned process shall he repeated during each successive C-l'-2, For C'lats .3 pliping, the retinirenienLs in this~            inspection interval; however, the examination scquceA-(i'&- are new. Applieution of thiq Case to Class 3 piping            may be revised to satisfy the requirements of Table may ii-iult ini a rcc1uirci1n~nt for addlitional examinations.        IWB-2411-l or Table IWB-2412-1.
* This Cuese may be applied to all C13ss 1, 2, slid 3                (b) If piping structural elements are accepted for pipingy .sysiei, -.I individool Class of piping (e.g. Clags          continued service by analytical evaluation in accordance I pirtiin), o~r lo incl(oividul systenis. Systemns that are          with -3200, the areas containing the flaws or relevant 1710ecyaliiato~d in acc.ordnlce with this Caau Shall bW              conditions shall be reexamined during the next three L"(am~lnhdil '12%cord'l'Jlce      with Lixnriflantion Category B-    inspection periods referenced in the schedulh of the F. )IW,      C-F-1. or C-17-. as :'pfilicble.                        inripection program of -2400.
(c) If the recxaminations required by -2420(b) reveal 41209        N'pIng Subl'eeI to Examination that the flaws or relevant conditions remain essentially
            '1111 examiflliion req~uircraents or ibis Came shall be        unchanged for three successive inspection periods, the rised fobr Clmq 1, 2, or 3 pipiing eviluated by the risk-            piping examination 4cheldule may revert to the oTJginal ill(L1NoIm      )TO~ti5. PipingJ ill SYSw101- eVRIJUat~ldI ASpart    schedule of successive inspectionr.
ol' 1he plauit Probabilistic Risk Assessitiont (PRA), but wtltsido (he ci~crentt R-e.;6cio XT exaniin.tion boundaries
                                                                            -2430 Additional Examinations (a) Examinations performed in accordance with
                                                                            -2500 that reveal flaws or relevant conditions exceeding
      -2000 E~XAMINATI'ON AND INSP'ECTI.'ON                                the aceceptance standards of -3000 shall be exteuded
      -2110        lkulis of the In'licelor                                to include additional examinations. The additional exam-irilaons shall include piping structural elements de-D.uties of tIile lln~peclor Ahall be in accordance with          scribcl in Table I with the same postulated failure the uiidtic-zi arnd Addecadr of Scetion Xl specified in                mode and the same or higher faihlre potential.
0.w (iwn'rs Ii ..'rvice hisp.ctionl Program.                                (J) 'Tho number of additional elements shall be the number of piping structural elements with the saite postulated failure mode originally scheduled for that fuel cycle.
(2) 1hc scope of the additional examinations may be limited to those High-Safely-Significant (USS) piping 1P        Ilic exainan~tions of IN-timinalion Category R-A i4halI          structural elements within systems, whose materials and be c. iplete durhig ua.h ins.p,&#xfd;cion interval in accord-              service conditions are determined by an evaluation lo awtuc Wilh Table 1W13-2*11 1-1 or Tohie TWB-24 12-1,                have the satne postulated failure mode as the piping WvIt 1114!    1,0 owlls.n  rercpl ions.                              structural element that contained the originll flaw or 1a) If. dluring lbe inierval, -ai mevaluation usio.; dic        retleant condition.
f~isiiIC.rnict luxweCsS (ifIibl          C0,se is conducted and          (b) If the additional examinations required by 1cII'lucible items~ aro no longle~fr ntqired to he examneiud,        -2430(a) reveal flaws or relevant conditions exceeding lht:,. iteliuW niny Lx: cli iunaiM re-iirdlcss of The parceult.      the acceputnce standards of -3000, the examination shall
            'it qiicmfIS & Table 1&#xfd;iJ-241 1.] or Table                      be fuitler extended to include additional examinations.
IWB -24 12 -1.                                                              (1) Tih-ese eraminations shall include all remaining (h)Ifduflnrt' thze inwrval. a roovalnuittion using the          piping elements within Table I whose postulated failure ui~-ithna'lprousi of' this Case is conducted and              modes are the same as the piping structural elemenut items aen requin.ed to IA: addud to the examination                  origitally examined in -2430(a) 901
 
z >;
I IL EXA M.IXA7 0 N CA7.RE                                                                                    Ic
                                                      ~AIA~Ii'~CA'TESOR'?  R-A,    I:-~OrE        PIPZING EX~-TiJAT;CP;S; i                    I                -_    Zxe. atid recLency EU4k'e (3)]
fleserxa~mir.stijan                A~cep!2:)                              Sutttssi~e Item                                                    F"G. Reo.            Meffir-            Stae-r                1.5t          Iete-r-zd1s    D'tol Etad oi Wo.              Pzrls Ex'amn*ed          -      iNrtes M2,            (?'~e
                                                                              % 'i)
C2~      UZIot              (10))
aw            In etva          (Rote (15)]          JntErra Ri.io        Stu1za        ~no
:H:q-,-sare~y-sig'.Ifcan,.PI&#xfd;L.qg VolmtIcs                                                    Sam. s 3-s    Pe.miwss)le              C),
111.11I    Elawmsn    SubE-t to                MB20at Thsrmwa    Fe!.-ue                                                                                    Uote50-9(2), (4)]
C)
RI 12      Elernt SNM-t H;)                      Aviisua,                        VT-2        V&~-3 142          Ear,' Retitngo      Sams as 1-1. '.at Perrnltlbble aqe[mecte CceVeanal                                        (11))
EleT-Wns Su-ed to                  11,11-2500-11(r)          %olu.r-etiic          W13-3524              Elervsis        Same as lIt    IVot PewmNisslek R1.13 Eros~on Cav'ltaJfsi            iCN                                (9)])oe()                          Cae()
R1.!4      EI, -. ens 5u)jejct to Cred ce      Ugote (7))                  Iou..q-tric    !  &#xb6;J-54Elerm                    -I    ~ Sam,! as 1st  1IOt Permastible Co-roosfon Crak                                                                                        (udota W3 RV-l1      Eivren's Sub~e-t to Prksn'a'        WA                      Visual, VT.2          W-3142 M                Each 'Welleng        wea        s  NtPeIgb same)asIt MIote We'St'ess Corimsfon C~rasfkir (I'.
________  [N1te (6)3                            B-50Bc Rit.' 6    Elemwenits Scdb~ect wW1250SOVolumetr~c                                            IWB-3514              Element          Sama as 1st    N~o,Permssiblbe IWB-250:1-q, 10, 11                                                Erdote (2)3                                        o IInktmwynLdar a'                                                                                                                                                  CD Trarwsg~anuL~ar Stress Cerroslors Cricking ciascc, 1GSCC)                                                                                    ______________                                                    .0, R1.17      Elements Sxwb)eetto localized      IWB-2500-8(c)                        T-        Nte (811 MesaI                  Eliment          Same as 1st    Not PermLsslti~e        CD UlrobiofcvicaIly Corrosion      IV/B-2500-9, 10, 11    i  Internael Sver~ces                        [Note (2)7                                                co EB.1cbobl'olic~aIly,1ncuced                                  or Veumetric Corrosion MI) or Pitting9)                                  (oe(8)3 Elementis S'Asjed~ In FlIAn
              -I18                                IWcte (9)3                rm.e (q))            (Note (913            [Note (9)3        M~otte (9))        '. It~tM93 Acceleraeud Corrosion (FAC)I 0,
0                                                                                          0                                        0
 
                                                                                                                                                                                                  -I m
TABLE 1 EXA.IAIM    ON CATEGORIES (COMUTD)
E,2A;.1*!*ATiOil  CATEGORY R-A, RISK-IKFOR.2!ED PIPING EXAIWIATIO;JS                                            _
S Exas*-i!e,                                                        E'..ae;+/- a-d Freqo-n:y E[ote (311                                  C:)
0 er Item II, I                                      i ReqalremneiQ Fi. No.
I  Examinatlke P'eL'od epaCCEW..
Standard                is; Successive Intervals      Defer to End of
: o.                Parts Examined          I        .LNotes(2), (10)]        Lflote (12)]        CI1eaf (10)]            interval            [ote (5)1            Interval R.9 Elemnents Sabject to Extarrai IWB-250"-(c)                      jVS31                                    Elmnt-1vrtacea.                  s2        NtFrms~
R.9 Chloride Stress Corrosion      j                                                      W-54              lentJu(Zj                Saei 1          [oPeisbe
______ICracking          (ECSCC)            I__________                                          _______I_______                            _______i_____
I_______                                I R12            Eei en n S jc t at                W -2500-81c)                  *,umnotrc        j IWB-3514        jE'emert. [Notes '2),      Sanme as TA      not Permissible 00 I                                  ~~IWB-2500.9,    1D, 13                                                          4) jIVIC-2500-7(a)
L                                      (Note (D3l NOTES:
(1)  The length for the exaawnaron vlume shall be increased to :nclde V/ rn., beyod each side of thre base metal titekness transit'm or cournterbore-(2) Includes all elemerds Identified In accordance with, the r~stc-informed selection process tn Appendix I.                                                                              o        co
                                                                                                                                                                                            -~    CO (3) Includes 100% of the examination Ilocaico. When 'he required exant i:on vofu---e or area. cmnot be examned due to Inrsference by another com-ponent or part geomnery, lnralted e.amanatjops shall be evaJ'rafed for acccptra*ily. Acceptance of limited examlnatlons or volumes shall not ;rrnaltdate the resul of the rsk-lnfonrmed evaeuaclon. Areas with aticeptable limited exanTiratdons, and their bases, shall be docwnafed                                                                                                              01 (4) The examInation shall incleide any longltudloal weld at the locationr selected for examinatlon In Note (21), The long'tudinal weld examinatIon requirements shall be tat. for both trensverse and parallel flaws examrnation vume de;ne rM,            [Note (2111                                                                                                      2 (5) in1tlailb-selected elements are to be examined in the same sequence during successive inspection intervals, to t'e extent practical.                                                  (Gn (6) Applies to mill-annealed Alloy 600 A0o2ze welds and heat affected zone (HADI wft.bot stress relIef.
: 17)  Th-e examinaton vokmne shall Include the vo3rne s'ru'unckng the weld, weld heal affected zone, and base metal, where applicable, In the crev;ce mejon. Examination should focus on detection cf crak*s L41,1ating and propaoiaing from the inr.er surfa.e.
(8) The exa                volwure shalt include base metal, voe's, and weld HAZ in the affected regions of carbon and lom alloy steel, and the welds and wed HAZ of aus'entic s&#xfd;eel.
atrntnon                                                                                                                                                            I        -,-j z"
Exarnmnaltbs shall vedify the minimum wa!J ttdcknees recrred. Acceptance criterfa tor focalIzed thnning Is In the course of preparatrbn. The exam irnation rnmehrd and eKamkrtaLws region shall be sufeicrent to characterIze the extent of the element degradaLion.
(9) In accordance willh the Owner's FAC prograrmr (10) Paragrapth and fi-ure numbers refer to Mke1989 Edition.
(11) VT-2 eamninationts may be cond.xted during a system prssiure test or a pressure 'est speciflc to that erementL (12) Socket welds require only a VT-2 examination each refueling outage.
 
AUG-17-04 TUE 02:13 PH ANO MODIFICATIONS                                      FAX NO. 501 858 7909                        P.07 CASE (continued)
N-578-1 CA **S OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE (2) An cvaluaiiou shiall be performed to establLij          (a) flaws that exceed the acceptance Slandards listed wI;,      iho'g iexauiinalltone Io to be conducted. Tho          In Table I found during surface or volumetric examina-ovblatitI must con.*der failhre mode and potential,              liOnA *iay be accepted by repair/replaeencnt actcivities (c) For the iutslpcion pemiutl following the period          or analytical evaluation, as specified in IWB-3130 in which the. examiniations of -2430(a) or (b) wcee              (IWB-3120 prior to the Winter 1983 Addenda).
cttmpte(,cd, hice examinrimins shall he performed as                  (b) Flaws or relevant conditions thit exceed the or*igimly scheduled in accordance with -2400.                    acceptance standards listed in Table I found during visual examinations may be accepted by supplemental examinadon, cortective measures, repair/replacemcnt ac-
  -2500        Examination and 1'res*ure Trest                      tivities, or analytical evaluaion, as Specified in IWB-3140 (IWB-3130 prior to the Winter 1983 Ad-(a) Piping siwctuwral cleom.us dteramined to be high-        denda).
sukty-sigrdlilecau      ill Wcirtdance  with Appendix I shall          (c) Other unacceptable conditions not addressed by bN cxlwlit*d ns rcqnirerl by Table 1.                              -3200(n) or (b) may be accepted by repair/replacement activitics in accordance wich -4000, or by analytical (b) i'sc.,;ure testing und V'r'2 visual examinations
  ,sJll be p~rfurnudcon C'Iss 1. 2, and 3 piping systems            evaluarlon  inaccordance with IWA-3000.
iii,-cot d.nc- with the Edilion and Addenda of Section XI specified in the Ownecrs insurvice In.pection Program.                                                          -4000    REl'AIR/AMEiEACEMENT PROCEDURES
        'c) FPxrniualion qi'aliflcaiinn and methods and pCX-            Repair/replacement activities shall be performed in
    %onoel qu:pidlication ,hall be in accordance with the            accordance with die Section XI Edition and Addenda Ihlitioi m*id Addenda of Seclion XI specified in the              speci led in the Owner's inscrvice Inspection ProEram.
Owner's lWnVrYWCC hirpFccTion Program.
                                                                      -5000    SYSTEM PRESSURE TESTS
    -34AJ      ACCI*IrANCEI        STANDARDS                            IWA-5000, IW13..5000, IWC-5000, and IWD-5000
    .319-3      Stuadards                                            of the Section XT Edition and Addenda specified in the Owner's Inservice Inspection Program apply.
    -31 I0      Clararactlerizathn When a voluntdch';c or surface exiinination method is uscd, v*ichl flaw or group of flaws shall be character-      -6000 RECORDS AND REPORTS ivd in accurdanmc        with IWA-3300 to establish the IWA.6000 of the Suctfion XI Edition and Addenda dimensions of the fluws, 'iliae dimensions shall ha used in conjunction with the acceptance standards of specified in the Owner's Inservice Inspection Program applies.
    -3200.
    -312,0      Acerplhbility tlawsx, areas of deg.r.ldation, or relevannt conditions      -9000    GLOSSARY that do not exc*e*d t1ho allowable acceptance standards          accidet sequence - a combination of events leading of -3'20)11 Pre acceptahik,                                      fiim an iidtiating event that challenges safety systems to an undesired conequence, such as core damage or
    -31IN)    Accmtjamcc    Strluuhards a breach of containment integrity
        ]For comlponcnit configuratioms or examination mcth-          core damage -prolonged      oxidation and severe fucl urls uot ahdiressed by Table 1,the Owner shall develop            damage due to uncovering and hcatup of the reaetor core tccerutscc criteria cwni.tenl with the rcquirements of          core damage frequency - an estimate of the likelihood IWA-'3U(X). Thic referenced pTarng-raphs below and in            of a severe accident associated with core danmage Table I shall be ttpplicd in ,ccontanc= with the Ldition          event tree - a quantifiable logical network that begins anid Adduitda of Section XI specified in the Owner's              with an initiating event or condition and progresses Inme vice lh\spxetiun Progrum.                                    through a scriei or branches (utually binary) that eopte- S 904
 
ANO MODIFICATIONS                        FAX NO. 501 858 7909                          P.08 AUG-17-04 TUE 02:13 PH CASE (continued)
N-578-1 VANEjS OF A.0111 130111FR AND PRtFSSURUMoRVEIL CD13B guni C'XrPtCIVt Pystcm Or opt~r~'tor Pei forniance that either        plping segment--a portion of piping for which 0 SUCCImLC1      or fails aind .irrivcs at eilber a success or          failure at any point in the segment results in the sane N~ikdl conditioit (c.g., core dai~nagg) at the e'nd ilf the ti-c        consequence (e.g., loss of the system, loss of a pump jaltv-- evertin involving leakage, rupture, or condi-            train) as a failure at any other point in the segment iacm?. flmint %1'(I1lddi~ibIe a comiponont's ability to pcrfoivn      and includes piping structural elements between major its liiuerdcdl s~afety runcticiolt                                    disicntlnuities, such as pumps and valves 1,hiltuc moLde --- a condlition or          ruthtiaron ruccbanisnx      piping structitral demnenta an item within a specilied piping segment, such as a straiglt length of pipe, a
      ~~Igfi'tl    inviks a~nd tffetsC~ cmialysis - an unalysis in.          pipe elbow, a coupling, a fitting, a flanged joint, or teridei 1o idltiry tile cixeivAbk failure mo1des of a                  a weld LOI J.V`1m1k11  and tho iiaip-ac of Ilia failure on operations,      piping y.utem - an assembly of piping segments, piping th yq~torn, and surrounding compjonents along wilb                supports, and other components that may consist of 1he I eikcl-tmtr of the failut:j and con~seqtences                    one or more Code classes with a definud function jinlflififl~ ~'A:1 nnfl ecVt that periurbs tho steady                  as described within the Owner's Inservice Inspection maiv opwation of the plant, if operating, or the steady              Progrmn Kitub ,pemflrio (if th.o decaty hazt removal systemns during          probabilislic risk assessment (PRA)--a quantitative 4d111down operiitifliis such thamt .1 transiont is initiulod          a.oscsment of the risk associated with plant operation f.1 thu plail dint louds to the noed for reactor subc~rirl-          and rmaintenance and measured In terms of frequency cahtly and decay hrat WntinvaI                                        of occurrence of different events, including severe core lagrl V rde'misu -. a radioactivity release frorn Cho damage or a breech of containmtent integrity eanininincit)it inytiylvag thw raplid 111nscnThhed releas~e of
                                                                              -recoveryaclion -- a human action perfonned to recover nlt)ifline fissioni pro~ititiq to the etivimirunent occuring from a specific failure in order to nmitigate or reduce IhWforo tile efiVCaiVke hi lftientition ol* off-situ, cinor-y'rmcy renimmw amid Prot'ctive ictioni                                the cui.*cquences of the failue large ca 4v'a    rckase frequency UA2RP)-          an estimate of      ,vpolial effects - a failure consequence affecting other ies likltilinod ofi a wovcro uccide-nt aNsaismied with a              systems or components, such as failurc.s diue to pipe r11iII:ICi ;VL tekC.LSC lfloirf conttLameni                            whip, jet impingement, or flooding 905
 
AUG-17-04 TUE 02:14 PH                ANO MODIFICATIONS                      FAXl NO, 501 858 7909                          P. 09 CASE (continued)
N-578-1 CAStS OF, ASME BOILE.R ANO PRI;SSURU    VESSEL CODE APPENDIX I IEQUIREMENTS FOR RISK-INFORMED SELECTION PROCESS S      1.1.0      IN'f1ROi){ILrl()N 1-1.5    Documentation This Apnwodix provides the risk-informod process to                The results of this alemadve scleclion process shall be Used as an 3ll'rnativU to current selection and                be fully documented and reviewed. This process shall irispcclion retjliri.c1tn for piping that will be scheduled        include a review incorporating plant-specific and indus-I'm ifg&#x17d;Tvice inqletion. This altL'rnative selection pro-          try experience as well as the results of plant-specific vess is bawed on ihli rctalve risk--signiflcance of location. inspections.
within II individual syskm. Fig. 1i- illustrates the cvalnllioii process slj*itiJi(wnl below.
1-1.1    Systeu Iderlifivalrta                                    1-2.0 SYSTEM IDENTIFICATION
* Systaos shail he selected foa analysis, ald system                The Owner may define tho sysienm boundades in-bouadari.s and fonc*ions shall bN identified.                      cluded in the scope of the risk-infonned insL-rvice inspection evaluation. Within cacl, systcm boundary.
the risk-informed evaluation may include Class 1, 2, I-I.2 Srgnwnt Rlist AsscS.SLiIet                                  and 3 piping in the Owner's ASME Section X1 program and piping outside the current Section X1 examination Fach sclectcd syhlum shall be divided into piping boundaries.
St',alclsl* &ertrined to hlave similar consequence of fuilure aa, potential for failure (common degradalion
      )Ue.chizinIMns, etc.). T'hese segments shall be placed into ri6l: cateC 1.n\Oics limed tn  comninations of consequence aind failure potzcoital. Risk-significat seginents shall be        1-3.0    SEGMENT RISK ASSFSSMENT idenriaid.
Piping within a systam shall be grouped into segments or common failure consequence and susceptibility to 1-1.3    I*lk-ztagnt Asscssnq iwett                              common degradation mechanisnms. To accomplish this grouping for each pipe segment within a system, both loteniiil locat ions (cielemeIs) within the risk-signifi-the potential for failure (i.e., susceptibility to potential cant    S*ogIICIIIS ahll~ be selected fo~r inslpection based degradation mechanisms) and the direct and indirect on the specific degltadlitin mchanism identilied in the            consequences of failure, shall he assessed in accordance ne. r.                                                        with 1-3.1 and 1-3.2.
1-1.4    1,ivdclhn Ioctilion and Exaniiation                      1-3.1 Failure Potential Assessment "ielhiods                                                  1-3.1.1 Identification or Degradaltion Mecha.
nisms. Potential aclive degradation mechanisms for The in.pection volum,. and methodl used for each                eoch pipe segment within tie selectwd system boundarics elmnitil st'ill bLedectrmined based on the dcgradation              shall be identified. The following conditions shall he Ilchatlm :..:msskh'ltnl willthde element.                          considered.
907
 
AUG-17-04 TUE 02:14 PM                      ANO MODIFICATIONS                        FAX NO. 501 858 7909                                        P. 10 CASE (conlinuejI)
N-578-1 CASES OF ASMIE BOILER AND PRESSURE VESSEl. CODE (a) Design chaTacteristicq, including material, pipe S
ch *ym.roi and    .ntotmnd,ivic      for cvalualnn size and schodule, component type (e.g., fitting type or ANST standard) and other attributel; related to the system configuration.
IDizCCC  & hilir.ct pjreclt                            (1) Fabrication practices, including welding and heat lc';-iefy lraIpLt Grol.ps:
1,14i:lirpLEvinth. Sy*lI.'z1ffiraii. Couibiileiu Cxtui-aninuaL treatment.
                                  ~~~~~~1~                                      (c) Operating conditions, including temperatures and prestun.s, flaid conditions (e.g., stagnant, lnminar flow, and turbulent flow), fluid quality (e.g., primary water, raw water, dry steam, and chemical control), and service CnvironMtlict (e.g., hanaidity and radiation).,
(d) Industry-wide service experience with the systenis                0 being evaluated.
(e) Results of preservice, inservice, and augmented cnaminatipns, and the pre.senec of prior repairs in the system.
(J) Degradation mechanisms identified in 'fable I-1, 1-3.1.2 Degradation Mechanism Categories. Degra-clatitn mechanisms shall be categorized as described in Table 1-2 in accordance with their probability of causing a large pipe break. Segments suseeptible to FAg shall be classified in t1h high failure potential/
large break category. Segments susceptible to any of the other degradation mechanisms shall be cla.sified in tho medium failure potentiallsmall leak category.
Segments having degradation mechanisms listed in the small leak category shall be upgraded to the high failure potential/lorge break category, if the pipe segments also Safdy Si.nI            Srgwents sq'"Ir                      have the potential for water hammer loads.
Ri.k i:.Lja -'ni l 6e.int4 IIu, In ls, included in R1-4SI 1-3.2    Consequence Evaluation 1-3.2.1    Failure      Modes and Effects Analysis Ifimwt Nwrbi-t nf lnspcltici RcqlircS4 (FMKA).
2.5% - C*acr.y 2 U 3 10% - Cu'aury 4 & 5                            Potential failure modes for each pipe segment shall be identified, and their cffccLq shall bo evaluated. This cValu-F                    lrvmtwt'flun Loantion Ation shall consider the following:
Pi"uc,.,dco Slhtieiin Ciieri: & Service Iaxp*tence        I          (a) Break Size. The consequence analysis shall be performncd assuming a large break for most segmenits.
The exceptions are piping for which a smaller leak is Ezsnuil' eadojo ci"041dr,  onets      L              more conservative, or when a small leak con be justified Apply I'mr.*ipiive Requinruner:
A'X:,h1fluetn4i Me1,thod & Volutne thrxough a leak before break analysis in accordance A;x, piaw 0(ainto & Iv1tnritzion Sslitdnhrds                with the criteria specified in NUREG-1061, Volume 3, and IOCFR50, Appendix A, General Design Criterion 4.
F            RInSKmEtVA:-Ad ISO D.1 (b) Isolabilify of the Break. A break can be automati-P'LRC cally isolated by a check valve, a closed isolation valve, FIG. 1-1 RISK EVALUATION PROCESS 1SySenM    1Abricated In nucleir swandnrds, while r.dsItan.t to degrade-Lion seuhanisma nmddnsac in rho dcsir.n proccss, hove expcdcnmeid drmie from phenomena unknowA at the Time of i*sc,llation.
0 908
 
AUG-17-04 TUE 02:15 PM                ANO MODIFICATIONS                                        FAX MO, 501 858 7909                      P. 11 CASE (continued)
N-578-1 CAMI-S Ott ASME B0ll 1-UI AND PWARURY&IIVSWEL CODIR TABLE 1-1 DEGRADATION MECHANISMS
                .Attributes PhIL                                                                                                    S.
                                                                                                                    $ eptible Regions If,          $ASCS      piping > NPS 1; and                      "                                o~zles, branch pipe S                                    Ppl-,' .grnent hI a slope 45" from horlzoniual (Inclurds elbow or tea Into a vop'ical pipe); and poiential elA* for low flow in n pipe section connected to a connections, safe ends, welds, heat affected zones UIIAZ), base curitpnnciit allowin!j mixing oF hot and cold fluids, or                metal, and regions of potw*tial exists for IeakiKao flow past a valve (L~e.,In luckage, out-  sbess concentration lie.ko*rj, rros5-leaicige) allowing mixing of hot and cold fluids, or pr~tnLial exlLtifor convection heating In dead-cndad pipe sections uCurinfl'ctpd  to a source of hot fllid, or potmUni exits for tao phl*, (steanmwtcr) flow, or lpKtlintiai exist&for twbulenl. penetration In branch pipe connected 10o  headcr piping containing hot fluid with high turbulent flow; and
                                - calculated Or me.nmjred AT > 50"F; and Rll-rdion number > ,.0 7T        opap'raIrg temperature > 2 70F for stainless steel, or 0l                                          r.ut'fling 'lemperaLure > 220OF for carbon stcee; and
                                -- pot.nliIdl for rciAtivery rapid temperature changes ircluding cold flMld injection into hot pipe kagmmnt, or hot flild inijicloln Into cold pipe seqmeint; and A t > 200'F for sLaink.cn steel, or I--tT I *I          > 1o'F foi, calton steel, or I AT I >        AT allowable (applicAble to both stainless steel and cart-on                  _
            ':    lIGSCC        -. eavluated in accurd..e with eii.6tng plant IC.Srr program per            austcnilol stainless steel
                      .WWR)            NRC Generic LeLlee'                            __O-0_1__              welds and HAZ
                          =IGC7  -- owrating temperature > 200oP, and l( '/RJ  --    su''e.ptlble meterlal (carbon content a D.935%1, and
                                -- tcna.iln si-ess illrcluding resldual stress) Is praesont, and
                                    -oxy,,cm        or oxldizing -ipeclas are Present;
                                -    oppratinq toinpurnitiJe < 2007f, the atiributms above apply, and l inltI*kthig cantLarrnlnAnts teg., tillosulfato, fluoride, cbloride) are
                                      -- to ru.quire. to bePresen                  .        .    ..
T45CC        opcraLing temperaturu > lto'F, arid                                      austanitic stainless steel t-ensile strai (including residvil stress) is proseilt, and            base mital, welds, and "halicigs (e.g., fluoridd, chloride) are present, ur                    HAZ l umtir (NalOH) 15pvetcat, Pnd l oxyogn or oxidILIng species aru present (only required to be preient ill C..
iljLiitction with hulidec, not reoqrlrud with caustic) 909
 
ANO MODIFICATIONS                                FAX NO. 501 858 7909                                P. 12 AUG-17-04 TUE 02:15 Pi CASE (*(mitinued) t~ASFS OF~ V;MR TJOWIt AND PRESSM1 VESSF3. CODEc 0
TABLE 1-1 DEGRADATION MECHANISMS (CONT'D)
            ,Mchanisriis                                              Attributes                                          Sasceptible Regions scir        icc            *.C01arating temprmttre >150I'F, and                                          austenitic stainless steel
                                    - Ws;c stre'ss is p'eirnt, and                                                bet metal, welds, and
                                    -    nn ouISldc piping surf-ice is within fve dianieLcn' at a probable leak IIAZ Oih (e.Wj.,vulva stems) and Is covered with non. metallic Insulation that Is not ht compliance with Reg. Guide 1.36;
                                                                        *-OR
                                      -- &#xa3;, outsidce piping surfuce Isexposed to wetLinj from chloridd Wrin environnients (e.... s*awater, brackish water, brine)
L.arig                                                                ,
0 PWSCC        -    piprig mnterial is Inconel (Alloy 60Q) and                                nozzles, wolds, and HAZ
                                      - IxpuCd to primary watr at T > 560"r, and                                  without stress rvllef
                                    - the rrmterial is millf annealed and cold worked; or cold worked ard welded without stress relipf LC            MAC        .- op-0'rivtig temreratur -; 150F, and  o                                    fittings, welds, IIAZ,
                                    -- nw or lnlwrmit",t flow, Anl                                                base metAl, dissimilar
                                          .il < 10, and                                                            metal JoInts (e.g., welds,
                                          -pre,-unWlntruslon of or gAnic ,t:merial(e.g., raw water syStem), or      flanges!), and .*ilons water suurce N not tre-,tod with hiocides (e.g., refueling water          containing crevices tnunk)
PUi        , potential exlsLb for low flow, And
                            ,cc
                                    --  oxytILn or oxidizing spicies are presnt, and inllling conitinilnants (e.g., fluoride, chloride) ar*opresent crevice condition exists (e.g., thlrmal iccvoi), and 0
                                      --  operiting tempera'ture > ] 50'F, and
                                    -    oxvy.:rn or oxidizlng spocies Are present ks            I' C        .esxti04nca of caviLitran source (i.e., thronging or pressure reducing        fittings, welds, HAZ, and valv-sor orifices), a*id                                                  base metal operaling turnperature < 250*F, and (low present > 100 hrs/yr, and
                                      -- velocity > JO Ws, and
                                          * -P'.P,)I A/, <_                              _
FAC        -.      ailited In accordaoce with exisling Owner's FAC program                per Owntr's FAC program Wfer                -    prtatial tar Puld voiding and rellef valve discharge I%o    t il; Wt)Wa.tir li,minir is t rare, srvore loading condltion, ss opposed to a degradation mechanism, but its potential at a location, Wliconjuncilon witlh one or mnorof tUlelisted mechanisms, could be cause for a higher element ranking.
Ttwrrntat I. ijtijire (Hit                                                                  Localized Corrosion (LC0 I l1rrrrial                              and Striping (TASCS)
CtulialrLytlirng,                                          Microblologlcally-Induced Corrosion (MIC)
Tlitowtlr I r.airslernh (T T)*                                                              Pitting (PIT)
Sirev; Corru&#xfd;Aonn Crarcklnij (11CC)                                                            Crevice Corrosion (CC) ntrarmriulau' Strq:,t VCorrotlion Crac.1ing (IQ$('                                    Flow Sensitive (FS)
Tenr-atilrlV Str,&#xfd;s& Corre slon Craci~kng (TGSCC)                                          Erosion-CavitaLlon (F-C) t-xi.'nital Chlorid; Sirmi",Corrosion Cracking (ECSCC)                                      Flow Accelerated Corroson IrFAC)
Prillicry W.itv Sires,, Corrosion Cracking (PWSCC) 910
 
AUG-17-04 TUE 02:15 PM                ANO MODIFICATIONS                              FAX NO, 501 858 7909                            P, 13 CASE (continued)
N-578-1 CAS)`14 01? ASME    nrnim ANDrPKICSNSURE        VF$$;,FJ, (!ODE TABLE 1-2 DEGRADATION MECHANISM CATEGORY Degradation Pole,;tiai                                              Category Condltlons                                    Degradation Mechanism High        Ougadation mech*nisr    likely to        Laroe        Plow-Accelerated Corrosion ILNr*.eU )J    cAue a largo break                        Break k let tI    1                    --
DegradaLtion mechanism likely to        Small Leak      Thermal Fatigue, Erosion-causo a small leak                                      Cavitatiorn, Corrosion, Stress Corrosion Cracking r-__1.
N') E:
R DW                        None                                                  NOno 0]) Rvler to 1-].1.2.
or an isoladoil vale that closes on a given signal or                              (2) Breaks that cause an initiathig event classified by ol.crir'r action.                                                        as routine operation (Category 1) are not relevant to (c) lah'irvec i;,fec. hIcludes spatinl and loss of invun-              Oils analysis.
inly elfccts.                                                                      (3) For pipe segment breaks that result in Category (dt) Initiating I.'e.t. These shall *eidentified using                  1I (Anticipated Event), Category III (infrequent E1vent),
a plant-slpecific Jisr of lniliating ovets from the plant                    or Category IV (.imiling Fault or Accident), the initiat-lruolxilili&#xfd;lie Risk A$8ssmelitl/hlidividual Plant Exami-                    ing event shall be assigned to the consequence category naion (f'RA/U11) mid the plant ilesign basis.                                ,ccording to the plant PRA conditional core damage (0) Sysrhn, lnp(ocdkecavcqy. The means of detecting                    probability (CCDP) criteria specified in Table 1-4.
ii failure, and the Technical Specifications as.socialed                        (b) System Impact Group Assessmentl. liTe cnse.
will thie iystei and]ther          impacted systems. Possible                quence category of a pipe segment failure that does
:intoiitip wind opcrator actions to prevent a loss uf                        not cause an initiating event, but that degrades or fails systcms shall also tie evalahteAd,                                          an essential system to plant safety, shall be based on (J) Sywtew Rdu*,e'ncy. "rhu existence of redundant                      the three attributes iiscussed below; flotvphnb for axcidznI miligation purposes shall be                                (1) Frequency of challenge, which determines how ea n.,:idtr,:d.                                                              often the mitigatin8 function of the system Is called 1.3.2.2 Impact Qroop AssL'ssbnent. The FMEA                              upon. TIis corresponds to the frequency of Iniltating imnpaci for onach pipe eogmenr shalt be classified inro                      events that require the systcm operation.
oid,, of three impact            I hiiliating noits:      event, system,                (2) Number of backup systems available, which or co.iiin'ition. The' consequenec category (high rue-                      determines how many unaffected systems are available thium, low, none) .h.hll ihen bO selected in acordance                      to perform the same mitigating function as the degraded with (a) through (d) tslow,                                                  or filled system.
(a) tfilitJling Evvmts (iF.) ltnpadc Group Arsessnient.                        (3) Exposure time, which determines die time die Whlcli a postulated break w.quclls in nnly an iniliating                    sysMen would be unavpileble before the plant Lichanged vevea (e.g., loss of cimolant eccideot, loss of feodwarer,                  to a different mode in which the failed system's function reaclor trili), the conetIqtietice shall be classfied into                  is no longer required, the failure is recovered, or one of four categories: high, madJum, low, or none. The                      othcr compensatory action is taken. Exposure time is initiathig c&#xa3;ye1catekt'rie. shall he as*signctl according to                a function of the detection time and Allowed Outage the following:                                                              Time, as defined in the plant Technical Specification.
(1) The initiating evt.il 0,h3il be placed into one                    Consequence categories shall be assigned in accord-oif  OIw:categories in Tub),h1-3. I hose shall include all                  ance with Table 1-5 as High, Medium, or Low. A.
    ,ipplilblt, tkcti.ft bagis ewvitt- previously analywd in                    with *henhtiating event group (Table 1-3), frequency the Owvner's updated Oo:cl safely analysis relprt, PRA,                      of challenge is grouped into design basis event catego-i'r IW,                                                                      ries (II, Ill, and IV). Exposure time shall be obtained 911
 
AUG-17-04 TUE 02:16 PM AHO MIODIFICAlTIONS                                            FAX NO. 501 858 7909                      P. 14 NWs578-1 CA,.I,'S OF ASNI'V hlOIER AND PRPIESTIRE VESSEL CODE TABLE 1-3 0
CONSEQUENCE CATEGORIES FOR INITIATING I                    EVENT IMPACT GROUP Represeritative r -
Initiating Event                  Exaivlle Event            Evenit              Frequency                Initiating        Consequence CaLetorwy          Tym4            Ringoe W1ye)                Events            Categoty Roul.ino                  >1                                          None Oporation Reactor Trip,            Low EventL                                      Turbine Trip, Par-Lial Loss of Feedwater (Note (1)]
0 hlleciuent            10"*to 10'              Loss of                  Low/
Event                                        Feedwater,            Medium/
Lo5s of Off-            High Site Powcr            [Note W3l LOSsof Shutdown Cooling Iv          Limluing                <1 0-2              Significant              Low/
Faul~t or                                    Leakage, Very          Medium/
Acl~fiint                                    Small LOCA,              High91 Srnall LOCA, Steamline Break, rNOte (1)]
0 FPtdwiOr Line Break, Laigo LOCA WITF.i TABLE 1-4 QUANTITATIVE INDICES FOR CONSEQUENCE CATEGORIES CCDP                                          Consequence Category IliOh K-":-          -C10-                                          Medium
                                            <10"'                                                    Iow (iom To~clinical Spccif~ialian Iinnits, Lind shall1 be cIatiuui-          ity inay be used to assign consequence culIgories on fied ;is  hwiit (>?4 liLT) or shon (lnot to exceed 24                    the hasis of the plant's PRA/IPli in accordance with un,). h, Owi~wBr or hi.i desi-nee shnll ensnue that tho                Table 1-4.
qjii~nfitl~ivu hasi&#xfd;I (21 ahikIS(g.,
5          trail) unavailability          (c) ConibinationImpact Group Assessment. The con-appjroximuately 10-2) is coilsislent will] thle pipo failure              seqiuience category for a pipe segment whose failure
    .ecunario uunklr evaluwilion. III iieu OC Table 1-5, quintiita-          results in both an initiating event and the degrndation tivu ind~ices temesd on csnfJiflocnal corecidmi.- probaibil-              oT loss of a system shall be determined usiing Table 912
 
AUG-17-04 TUE 02:16 PH                    ANO MODIFICATIONS                                    FAX NO. 501 858 7909                        P. 15 CASE (continued)
N-578-1 CASIw OF ASNIE 10011,141 AND PRE$40RE~VE8SEL CODE TABLE 1-5 CONSEQUENCE CATEGORIES FOR SYSTEM IMPACT GROUP Vweqncyt~iNumber                                    of Available Backup ChallneTm Arltirltp~ed [Vot-IL                --                                              _____
short                                            LL n                    Shor                              LC            Long
                                  'GonseqiplenceCaTLc~ory "High" M - Covosq iiuice C.c gory" "MedIhirol L - Connucluruin,        Cgttegory "Low" TABLE 1.6 CONSEQUENCE CATEGORIES FOR COMBINATIONi IMPACT GROUP Eveiit                                          Co:1&eqience Category Jnl~aLln'i Ev4-nt and 1.                                            High linn~f1'ctrd TrainL or Mitignting Sy-tcrni Available Iii:tlating Event anld2                                      Medium Mate (1)]
                                                    'nf(-tdI rains of Mitigiting                              (or lE Coriioquerjcc Syttn AvalaLble                                      Category rrom Taible 1-3)
Irdtiniting EvetL and Moro Than                                      Low [Note 00i) 2 Urt4ffcmnd Trains of                                      (or JE Cmnequewct Mitiogunlg bysLzums Awa.'tible                                Categor-y from Table 1-3)
Jnilaintlq EvEnit aind No                                  IE Consequence Category W~i~jty~iig Syn~lcns ArrectLd                                      From T.70Ie 1-3 NJOfL (1) 1he iijlwr11    CAV,0qUCFrlru    C~itegory fraon Table 1-3 or Table, 1-6shall beasign~red.
1-6. 11u, 0wrir or his~ dcsiguce sball eiisure thlia                      the              (2) Number of unaffected backup sys.Lans or tiraias avAablt: t) pc'fonu the same function.
Eujwu?1Viiii;itl~y 10-') ik CORWSi101a WiLh th~e                Pipe failuru            (d) Contanimient Perfonrance,The abov&#xa2; evalualions scowu~rio unr.14ee  cvIatimoIil. The cons~cquiTrwc catcqnory                        determine pipe failure importance relative to corm dain-i' figiictiun1 W Iwo fco~                                                          age. Pipc failuin shall also be assscd (or u1iimpact AOL        (1) tUju ot~j1 msiel tj ', Mitigating rohIKijol for                            on containmont peaformance. This shall be accomplished by addres.qing the following two isueus, both of which 91,t
 
AUG-17-04 TUE 02:17 PH                    ANO MODIFICATIONS                              FAX NO. 501 858 7909                                      P. 16 CAS" (contihued)
N-5178-1 CASES OF ASMl 1Rl011 ,,E ANm) 1'UiUlE VE&SS            COD?
arc based tiupon im &aproxifltiIWconditional value of                            1-3.3.2    RMAk Categories. The three failure poten-S R"'1 boiwecwl the CCDP and the likelihood of large l-                                                                    tial (i.e., degradation mnechanism) categories and four nsrly reklase from      ntcoanlnjent. If there is no margin                consequence categories shall be combined into seven (Le.., condilional probability of a large early release                    risk categories, as follows:
gvlen core dauage is > 10.), te assigned conse(lnence cctvgiry slhill le iucicaued by one hlvcl. Thle two                              Risk C'atq'*                          Risk Area issw:k'x ar      al follows;                                                          1                High Cnsecquricn anfl High Failure PO" (1) (CI)P values lot initiating events and safely                                                            Eory tenth! CatQ.
fuhlllivns slall bl evritated to determine WhcthLr tgo 2                Nigh Consequence and Medium Failure potential fI'r lagr Larly continment failure requires                                                      Putenoial Category Ihc voistejiteccn      ciltI?'oiy to be increased-(2) 1 he impact on conttainment isolation shall be                            2                Medium Consequenc snrd Hiah Faibifu Potential Category cv.itlL.;L'ed. IF theire is a conlL.ihiimIiat banier avaLilable, the coieeqUinect catesory from the core danage assess-                                  4                High Consequence .Ind L4W Fpihire P-o wwelnt is relained. IF t&cre is no containment barrier or                                                  tential Category the baNkr' fail~defl in tl:Lcrinwdug the conscqJunce cgte-gotry hion ih core dannigo assessment, a miargin of 5                Meditm Conxituence and Madium Fail-ure PoLenfial Category, or ILow (:nrn-vt Jtlel 10''Y in the vore danmage constcqnence catenoiy                                                    sequence and Ifigb Failure Poitetial
:issip)1t'x1cat utltlst Ire prerent for the conscquenco cate-                                              Comepoly gory        elk" rv*ihrid.                                                            6                Medium Consequence and Low Failure Potential Category, or Low Conse-For example. if the ('CDP fOr Core tlaninge is less quence and Medium Failure Palenrial Ih:ini 10-5 (i,L., a "'McdiuiC" consequence assignrnrnt)                                                  Category and there is no contlahiment barrier, the "Modiunm" Low COracquence and Low Failtuin      o-coIl&#xa2;*IWu3ICI      Air.lilUllIl J.
ilimigilt el (.I tl L0. 11it    "
is tttlkkin b=aus.e there Ls a
                                            'li' consequence category Ihirc.slold (i.e., 10 4). hlowever, if the CClDP for core tentiul Caitgory, or No Conequence and Any Pailure Putential Category S
datitriw;. is .5 x ICV- (i.e., a "Medium" conscquencqo assigolictil) mad ihcnr iS ro contailment barrier, the cIS4%ipl(Ic.rC category is ir.creascd to "'Ilfh" becalus                    1-4,0    ELEMENT ASSESSMENT the margin to ihw "Iligh" consequence category thre'sh-The number or elements in be examined iln ea1ch uld (i.e., 10 ") is Icss            ;han I0-'. Tablo 1-7 s*hal bu risk category shall be as follows:
wised t) ;wssipa consequence categories for those piping (a)'For those segments that are in Risk Category 1, fajilLIreS that Clln Iced to a LOCA outside containnment.
3, or 5 and are included in the existing plant FAC Inspecdun Program, the number of inspection locations I-3.3      Se-g*int Risk CUaignrirltian                                    shall be the same as the existing plant FAC Inspection ProgramA.
        -,'!3, I flik Mataix. '111e risk of pipa segment FttiiNlr shall  1 b;.' evaluated on the basi* of the expected
                                                                                -Rcrfa to I-3.212m)(3).
Iiellihood of th1 cvnt and the expected consequence.
Thllehi4her category  fmm Table 1-3 or Table 1,6 shall ba assigned.
The iRkelihood of *ailutu is C.eimated based on thei                      4 1Useof piping insscetion programs not covered by tiis Division st,glinLIt expisur itO varying degrLadtionll umechanismr.,                  Wnaybe used to sad&y the examination requlrements of Table 1, a ixsdrcptesrated by 1le dvgradation calegory assigned                    subjec tso the following conditioes:
to the Swgntcni in accordance with 1-3.1. Consequence                          (a) the other tosptletion pnrgrams moust stksexamination methods and rcehniqucs hmat    would etwo    the equbizauunu or IWA-2000 or is repr'esenlcl by ilia conmequcnce category assigned                      be acc*ptable undr IWA-22,O0 Iolthe setnent in accordance with 1,3.2. The strucluire                      ((b) die examinatlon methnds or techniques mnust cover the turey-usev. to dauttiawi        the ccsults of this atilalysis is called        safiy -slnnifleant arcas or vohimes of concern for selected ssnactulni clemetlis arid a Risk Mili6x and is shown in Table I-B. Each pipe                            (c) use of these examln.1tinn; and me*hod, shAlt hi docume-ted seme.'nt shall he i,;siynitl to one of the risk categories                  in accordance with isc Owner's Quality As3urce prograni and in T:ahle 1-8 baisd on its degradation and conequeince                    shall iacludc a imllti-discipline; review ineorotatlnci plant specitic e~li-gories.                                                                and induslzy experience aswell a* he resulta oI the current inspxction pr1otrice, "ihi s.hAult be made available to the Inspetor.
914
 
FAX NO. 501 858 7909                        P. 17 AUG-17-04 TUE 02:17 PHt        AND nODIFLOCLTIONS CASE (continued)
N-578-1 CASES OF ASMlW ItOJLIER AND PKt.11rE VFSSL CODE TABLE 1-7 CONSEQUENCE CATEGORIES FOR PIPE FAILURES RESULTING IN INCREASED POTENTIAL FOR AN UNISOLATED LOCA OUTSIDE CONTAINMENT ProteLilon Against LOCA Outsido Cuitainment                                Consequerne CaLegory
                        .. Onle ,aelivd h.~rrier [Note 021)',*i                ',
Alticp.4s~lye 4L~rrfer LNgle (2)3            4.
Two active btarriers                                    Medum 0Cu 1c ii    :did orgepassive ban-ler                            Medium TwD passive barriers                                        Lw More than two pa'ive brrikrt                                    Nome NOTES:
(Il An CLivo b~atder h, preuetod by a valve that ne.*ds to close on dernpnm, (2) An p,'sive bLirrlrr is presenLd by a valve that riced to rCMgin losed, TABLE 1-8 RISK MATRIX CONSEQUENCE CATEGORY RISK<
HIGhI  - CAT 1, 2, P, 3 MEDIUM -CAT &5                      NONE              LOW          MEDIUM              HIGH LOW - CAT 4 & 7 CATELORY 7      C:ATEGORY 5 MDIUM Mf                    CATCCORY 7      CATEGORY 6      CATEGORY.
up            -
LOW                CATECORY 7      CATEGORY 7        CATEGORY 6      CATEGORY 4 4--.-.
915
 
AUG-17-04 TUE 02:18 PM                    fNOQODIFICATIOHS                        FAX NO. 501 858 7909                            P. 18 CASE (coilniued)
N-,578-1 CANISES; OP ASME RlL'iTUR AND PRE'SSURE VFSSETL COPE (14) For ihose seginenLs that art Risk Category 1, 2,              Revision 2 weld categorization for IQSCC). L.xanina-
: 3. or 5 nalt am inchlded in the e-dsting plant IGSCC                  lion for elements in Risk Category 4 segments shall Ilsr',:dhion Pro- raii, the number of insecition locations            be concentrated on any areas of significant stress concen-shall be th*e hllte 1, tIli exisling plant IGSCc (i.e.,                tration, geometric discontinuitics, or terminal ends, (G'nerie Letler 98-01) Inpection Prugram, 4                                (d) Access. Ilicre shall be adequate access to the (c) lFor segments dctcrnined to have degrutlation                element to ensure die exauhlnadon method for the inecvihnisitm other titan those included inl the existing              relevant degradation mehanisin can be used effectively plant        (A'mliid IGSCC Ia,*sidon Programs, the follow-          for the defined examination volutnes.
ilg lumber of Ikxcnhions shall ba examined ag part of                      (e) Radiation Exposure. Elements shall be selected tho I.kk-b.I.Kad pnglatli.                                            to minimize personnel radiation exposure during in-(1) Flor RiAk Calegories I, 2, and 3 the number              spection.
of imiapcdliom locatilurs in each category shall be at 25% of the total ntuub-r of elements in cach risk 2caSI U0Elemonts having break or consequence limiting devices, e.g., pipe whip restraint., need not be examined, S
categ;:ory,                                                            if these have not been crodiled in the consequence (2) ,wr Risk COvlegory 4 or 5, the number of                  evaluation.
wl&#xb6;Arvotin locatiVCons ill sech category shall be at least            1-5.2 Examination Volumes and Methods 10% of lthe toLti              ,umberof elements in each risk L'lca~leoy.                                                                Examiiation prograins developed in accordance with (it) For Il6moe s*e    glmL ir Risk Cateigory 6 or 7.            This Case shall use NDE techniques suitable for specific Vi)&#xb6;ltttivTrit: and itfficc CtLLemuilt examinations; ire not          degradation mechanisms and examination locations. The examination volumes and methods that are appropriate (e) All &#xfd;letiients, rcgaidless&#xfd; of risk calegory, shall          for each degradation mechanismn are provided in Table butprstetiS        and leik .leted.                                    I of this Case. The methods and procedures used for the examinations shall be qualified to reliably dqtect and size the relevant degradation mechanisms identified 1-50        INI'ICTION LO[CATLONS AND                                for each elements. Personnel perfonring the examina-tions shall be qualified to usee ihese procedures. axamina-EXAMINATION MWH![01S tions shall be conducted and documented in accordance I-S.1      S&lccictn of Elaiueltx for Ihnpection                      with IWA-2000.
            'tiAhl:inoII1 prng,rtrarns doYIopeCI ill accordaice with this Ca1e shall use NfDlhtiehr.iques suitable for specific              1-6.0 REEVALUATION OF RISK-INFORMED d-grniatlon urilehanismis and eximbilntion locations. 'hlie                      SELECTJONS exutinmttimi volumes andl metlhods that are appropriate for each dcgrMn tion rchanisin arc provided in Table                      The affected potions of the risk-informed inserviec 1 ot tils Case. Thie mvhods unit procedures used for                  inspection program shall be reevaluated a.s new informa-the rxtfiilhtioiis shall tbe qualified to reliably detect              lion affecting implementation of the program becomes ami size the relevant degradition mechainisnms identified            available. Examples include piping system design for ea*cb lemnlt. Persotnm performl-ing the eximinatItins              changes, industry-wide failure notifications, and prior shall be quAlified to use these peoeedurcs. Examninations              examinalion results.
shall N, conluhcted and i."ouititetltd in accordance with lWA-2(Xt0. T1he eleenaats wilhin each risk caltgory sIhall be* t,*nkel by comiidcring the following:
1-7,0 CHANGE-IN-RISK EVALUATION (a) l-eitent!l ideatified as sttsc'ptible to the specific            (a) A change-in-risk evaluation shall be performed del;trilN;liot itwellinisins il Table 1-I.                            prior to implementation of the program.
(1) Pl:int-specilic inservicL- crecking experience.                  (b) Proposed ISI program changes shli be assessed (cd Reltivo tdegradation severity for specific degrudn-            to determine compliance with the acceptance criteria lton tsiglttiispi.s, when applicable (          we1r or crosiol weg.,                of USNRC Regulatory Guide 1.174. July 1998, Section ntes for flow aec'elnrlhd corrosion AT or Richardson                    2.2.4 and to determine if any adjustments to the proposed number for il'*nital fhtipil, USNRC NURFSI-0313,                      ISI program or compensatory measures are needed.
916
 
CASE N-583 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 14, 1997 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-583 Annual Training Alternative Section X1, Division 1 Inquiry: What alternative to the annual training re-quirements of Appendix VII-4240 may be used?
Reply: It is the opinion of the Committee that, as an alternative to the requirements of Appendix VII-4240, supplemental practice may be used to main-tain UT personnel examination skills. Personnel shall practice UT techniques by examining or by analyzing prerecorded data from material or welds containing flaws similar to those that may be encountered during inservice examinations. This practice shall be at least 8 hr per year and shall be administered by an NDE Instructor or Level 111; no examination is required.
995 T i trPage This is Electrontic File  F See~fJV  ric Index for expiration Asme Nuclear Code Cases    1998 Edition      NCASE5N583      06-26-98 07:07:49
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                                N-586 Approval Date: February 26, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-586                                                                                          (2) An evaluation of applicable service conditions Alternative Additional Examination Requirements                                            and degradation mechanisms to establish that the af-for Class 1, 2, and 3 Piping, Components, and                                              fected welds, areas, or supports will perform their Supports                                                                                    intended safety functions during subsequent operation.
Section XI, Division I                                                                              (3) A determination of which additional welds, areas, or supports could be subject to the same root Inquiry: What                alternative        requirements              to          cause conditions and degradation mechanisms.
IWB-2430(a), IWC-2430(a), IWD-2430(a) (starting with                                            (b) Additional examinations shall be performed on 1991 Addenda), and IWF-2430(a) (starting with Winter those welds, areas, or supports subject to the same 1981 Addenda) may be used for additional examina-root cause conditions and degradation mechanisms, up tions?
to the number of examinations required by IWB-2430, IWC-2430, IWD-2430, or IWF-2430. No additional Reply: It is the opinion of the Committee that the examinations are required if the engineering evaluation following alternative requirements may be used:
concludes that either (a) When the applicable Section XI acceptance crite-ria are exceeded, an engineering evaluation shall be                                                (1) there are no additional welds, areas, or supports performed. Topics to be addressed in the engineering                                        subject to the same root cause conditions, or; evaluation shall include the following:                                                            (2) no degradation mechanism exists; (I) A determination of the root cause of the flaws                                      (c) The engineering evaluation shall be retained in or relevant conditions.                                                                    accordance with IWA-6000.
0 The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpret these rules when questions arise regarding their intent, This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, 0  and the inservice inspection of nuclear components and transport tanks, The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
I (N-586)
 
CASE N-588 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: December 12, 1997 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-588 Alternative to Reference Flaw Orientation of Appendix G for Circumferential Welds in Reactor Vessels Section XI, Division I Inquiry: Paragraph G-2120 specifies that postulated reference defects should be sharp, surface defects ori-ented normal to the direction of maximum stress.
What alternative rules may be used for postulating a reference defect in a circumferential welds?
Reply: It is the opinion of the Committee that, as an alternative to the procedure for assuming axially oriented reference defects in all welds and base metal per G-2120, a circumferential orientation may be used specifically for circumferential welds.
999 This is Electrontic File Pag8e flgricIndexforexpiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition        NCASE5N588      06-29-98 05:43:15
 
CASE (continued)
N-588 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE CONTENTS
* -1000        Introduction ............................................................                                      1003
  -1100        S co p e ................................................................                                    .. 1003
  -2100        G eneral Requirem ents ..................................................                                      1003
  -2120        M axim um Postulated Defects .............................................                                      1003
  -2200        Level A and Level B Service Limits ....................................                                        1003
  -2210        Shells and Heads Remote from Discontinuities ............................                                      1003
  -2211        Recom m endations .......................................................                                      1003
  -2212        M aterial Fracture Toughness .............................................                                      1003
  -2212.1      Reference Critical Stress Intensity Factor for Material .....................                                  1003
  -2212.2      Irradiation Effects .......................................................                                    1003
  -2213        M axim um Postulated Defects .............................................                                      1003
  -2214        Calculated Stress Intensity Factors ........................................                                    1003
  -2214.1      M em brane Tension ......................................................                                      1003
  -2214.2      B ending Stress ..........................................................                                      1003
  -2214.3      Radial Therm al G radient .................................................                                    1003
  -2215        Allow able Pressure ......................................................                                      1004 1001 This is Electrontic File Page                  See,,ltfferic
                                                                                            #"Iiuu    Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                                  NCASE5N588              06-29-98 05:43:15
 
CASE (continued)
N-588 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
-1000      INTRODUCTION                                                  -2212      Material Fracture Toughness
-1100      Scope                                                        -2212.1 Reference Critical Stress Intensity Factor for Material. The KIa values of Fig. G-2210-1 are This Case presents an alternative procedure for calcu-recommended.
lating applied stress intensity factors during normal operation and pressure test conditions. The procedure                    -2212.2 Irradiation Effects. Subarticle A-4400 of is based on the principles of linear elastic fracture                    Appendix A is recommended to define the change in mechanics. At each location being investigated a maxi-                  reference critical stress intensity factor due to irradi-mum postulated defect is assumed, and the mode I                        ation.
stress intensity factor K1 is produced by each of the
                                                                        -2213      Maximum Postulated Defects specified pressure and thermal loadings. Different proce-dures are recommended for axial and circumferential                          The recommended maximum postulated defects are weld orientations.                                                      described in -2120.
                                                                        -2214      Calculated Stress Intensity Factors
-2100      GENERAL REQUIREMENTS
                                                                        -2214.1 Membrane Tension. The K, corresponding
-2120      Maximum Postulated Defects                                    to membrane tension for the postulated axial defect of -2120 is Kl, = M,,, x (pRi/t), where M. for an The postulated defect used in this recommended inside axial surface flaw is given by procedure are sharp, surface defects oriented axially Mm = 1.85 for -,t < 2 for plates, forgings and axial welds, and oriented circum-M, = 0.926 -\t for 2 < -\/ti < 3.464 ferentially for circumferential welds. For section thick-Mm= 3.21 for ,,t > 3.464 nesses of 4 in. to 12 in. The postulated defects have Similarly, Mm for an outside axial surface flaw is a depth of one-fourth of the section thickness and a given by length of 11/2 times the section thickness. Defects are Mm = 1.77 for \ < 2 postulated at both the inside and outside surfaces. For Mm = 0.893 -\, for 2 < -\/-t < 3.464 sections greater than 12 in. thick, the postulated defect Mm = 3.09 for -t > 3.464 for the 12 in. section is used. For sections less than where 4 in. thick, the I in. deep defect is conservatively p = internal pressure (ksi) postulated. Smaller defect sizesi may be used on an Ri= vessel inner radius (in.)
individual case basis if a smaller size of maximum t= vessel wall thickness (in.)
postulated defect can be ensured. Due to the safety The K1 corresponding to membrane tension for the factors recommended here, the prevention of nonductile postulated circumferential defect of -2120 is K1m =
fracture is ensured for some of the most important Mm x (pRi/t), where Mm for an inside circumferential situations even if the defects were to be about twice surface defect is given by as large in linear dimensions as this postulated maximum Mm = 0.89 for -\/i < 2 defect.
Mm = 0.443 -\I for 2 < -i < 3.464 Mm = 1.53 for t > 3.464
-2200      Level A and Level B Service Limits                            Similarly, Mm for an outside circumferential surface defect is given by
-2210      Shells and Heads Remote from Mm = 0.89 for -\/-t < 2 Discontinuities Mm = 0.443 -\ for 2 < -i < 3.464
-2211      Recommendations                                                    Mm = 1.53 for -\/-t > 3.464 The assumptions of this Subarticle are recommended                  -2214.2 Bending Stress. The K1 corresponding to for shell and head regions during Level A and B                          bending stress for postulated axial or circumferential Service Limits.                                                        defects of -2120 is KIb = Mb x maximum bending stress, where Mb is two-thirds of Mm.
'WRCB 175 (Welding Research Council Bulletin 175) "PVRC                  -2214.3 Radial Thermal Gradient. The maximum Recommendations on Toughness Requirements for Ferritic Materials" provides procedures in para. 5(c)(2) for considering maximum postu-      K1 produced by a radial thermal gradient for a postu-lated defects smaller than those described.                              lated axial or circumferential inside surface defect of 1003 This is Electrontic T  s crPage File    cSee #"Suuo fjmric Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition NCASE5N588                              06-29-98 05:43:15
 
CASE (continued)
N-588 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
-2120 is K1t = 0.953 x 10- x CR x t 2 .5 , where CR                defect, (2) the calculated steady state results for the 1
is the cooldown rate in F/hr., or, for a postulated                / 4-thickness outside surface defect, and (3) the calcu-axial or circumferential outside surface defect, K1 , =            lated results for the maximum allowable heatup rate 0.753 x 10-3 x HU x t 2 .5 , where HU is the heatup                using a 1/ 4-thickness outside surface defect.
rate in F/hr.
The through-wall temperature difference associated              -2215    Allowable Pressure with the maximum thermal K1 can be determined from                    The, equations given in this Subarticle provide the Fig. G-2214-1. The temperature at any radial distance              basis for determination of the allowable pressure at from the vessel surface can be determined from Fig.                any temperature at the depth of the postulated defect G-2214-2 for the maximum thermal K 1 .                              during Service Conditions for which Level A and Level (a) The maximum thermal K1 and the temperature                  B Service Limits are specified. In addition to the relationship in Fig. G-2214-1 are applicable only for              conservatism of these assumptions, it is recommended the conditions in -2214.3(a)(1) and (2).                            that a factor of 2 be applied to the calculated K1 values (1) An assumed shape of the temperature gradient              produced by primary stresses. In shell and head regions is approximately as shown in Fig. G-2214-2.                        remote from discontinuities, the only significant loadings (2) The temperature change starts from a steady              are: (1) general primary membrane stress due to pres-state condition and has a rate, associated with startup            sure; and (2) thermal stress due to thermal gradient and shutdown, less than about 100&deg;F/hr. The results                through the thickness during startup and shutdown.
would be overly conservative if applied to rapid temper-            Therefore, the requirement to be satisfied and from ature changes.                                                      which the allowable pressure for any assumed rate of (b) Alternatively, the K1 for radial thermal gradient            temperature change can be determined is:
can be calculated for any thermal stress distribution at any specified time during cooldown for a 1/ 4-thickness axial or circumferential surface defect.                                                  2Km + Ki, < Kta                  (1)
For an inside surface defect during cooldown throughout the life of the component at each temperature with Kim from -2214.1, Ki, from -2214.3, and Kia from K1, = (1.0359C0 + 0.6322C, + 0.4753C2 + 0.3855C 3) VlTa            Fig. G-2210-1.
The allowable pressure at any temperature shall be determined by the following procedure:
For an outside surface defect during heatup                            (a) For the startup condition, consider postulated defects in accordance with -2120, perform calculations for thermal stress intensity factors due to the specified K11 = (1.043C 0 + 0.630C, + 0.481C 2 + (0.401C3) -i-Ta range of heatup rates from -2214.3, calculate the K1 ,
toughness for all vessel beltline materials from -2212 using temperatures and RTNDT values for the correspond-ing locations of interest, and calculate the pressure as The coefficients Co, C 1, C2, and C 3 are determined from the thermal stress distribution at any specified              a function of coolant inlet temperature for each material and location. The allowable pressure vs. temperature time during the heatup or cooldown using relationship is the minimum pressure at any temperature determined from (1) the calculated steady-state (Ki, =
2            3 O- (X) = Co + C1 (x/a) + C 2 (x/a)  + C 3 (x/a)            0) results for the 1/4 thickness inside surface postulated defects using the equation:
where x is a dummy variable that represents the radial distance, in., from the appropriate (i.e., inside or outside)                          P P=2M-"',,
K-    "  (/Rij surface and a is the maximum crack depth, in.
(c) For the startup condition, the allowable pressure vs. temperature relationship is the minimum pressure                and (2) the calculated results from all vessel beltline at any temperature, determined from (1) the calculated steady state results for the '/4 -thickness inside surface          materials for the heatup stress intensity factors using 1004 This is Electrontic File Page # 1004 Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition                  NCASE5N588      06-29-98 05:43:15
 
CASE (continued)
N-588 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE the corresponding 1/4 thickness outside surface postulated defects and the equation K=112-KK't_ (1/Ri)
P= 2M&#xfd; (b) For the cooldown condition, consider postulated defects in accordance with -2120, perform calculations for thermal stress intensity factors due to the specified range of cooldown rates from -2214.3, calculate the Kia toughness for all vessel beltline materials from
                -2212 using temperatures and RTNDT values for the corresponding locations of interest, and calculate the pressure as a function of coolant inlet temperature for each material and location using the equation:
P =    2M.----      V 2M,,        \
The allowable pressure vs temperature relationship is the minimum pressure at any temperature, determined from all vessel beltline materials for the cooldown stress intensity factors using the corresponding 1/4 thick-ness inside surface postulated defects.
1005 This is Electrontic File p~ee#NLgric Index for expiration Asme Nuclear Code Cases 1998 Edition          NCASE5N588    06-29-98    05:43:15
 
N597-11:
CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: September 7, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-597-1                                                  value, tp,.,i, may be used in determining acceptability Requirements for Analytical Evaluation of Pipe                for continued service. Methods of predicting the rate Wall Thinning                                                of wall thickness loss and the value of t, shall be the Section XI, Division 1                                        responsibility of the Owner.
Inquiry: What requirements may be used for analyti-        -3220    Acceptance cal evaluation of Classes 1, 2, and 3 piping items subjected to internal or external wall thinning?              -3221    Acceptance By Examination Piping items whose examination and evaluation re-Reply: It is the opinion of the Committee that the        sults reveal that t. meets the acceptance standards of following rules may be used.                                  -3500 or the Construction Code are acceptable for continued service. When these criteria are not met, the alternatives of -3222, -3223, and -3224 may be used.
Fig. -3220-1 shows a flow chart of the acceptance alternatives.
-1000    SCOPE This Subsection provides requirements for analytical      -3222    Acceptance by Repair/Replacement evaluation of Classes 1, 2, and 3 piping items (e.g.,                  Activity piping and fittings) with internal or external wall thin-        Piping items whose thickness is less than that required ning. These requirements are applicable to nonplanar by -3500, -3223, -3224 shall be corrected by a repair/
flaws.                                                        replacement activity.
                                                              -3223    Acceptance by Engineering Evaluation Piping items whose examination and evaluation re-
-3000    ACCEPTABLE STANDARDS                                suits reveal that the criteria of -3221 are not satisfied
-3100    Preservice Examination                              may be accepted for continued service by engineering evaluation.
Piping items examined prior to commercial service              (a) For Class 1 piping items, this evaluation shall are acceptable for service when the measured wall            be conducted in accordance with evaluation methods thickness meets the requirements of the Construction          and criteria developed by the Owner.
Code.
(b) For Classes 2 and 3 piping items, an acceptable evaluation method and criteria are provided in -3600.
Alternative evaluation methods and criteria may be specified by the Owner.
-3200    Inservice Examination
-3210    General                                              -3224    Acceptance by Reduction of Time to Next Examination Upon completion of pipe wall thickness examinations, the predicted remaining wall thickness, tp, at the time          Piping items whose examination and evaluation re-of the next scheduled examination shall be calculated          sults reveal that the criteria of -3221 are not satisfied, for piping items under evaluation. The predicted re-          are acceptable for continued service when the time to maining wall thickness is the spatial distribution of          the next examination for the affected piping items is wall thickness remaining throughout the piping item            reduced such that the acceptance criteria of -3221 or and may have a unique value at any given location              -3223 are met using the t. for the reduced examination on the piping item. Alternatively, the minimum predicted      period.
985                                                    SUPP. 2 - NC
 
CASE (continued)
N-597-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE FIG. -3220-1 ACCEPTANCE FLOW CHART SUPP. 2 - NC                                986
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Required Thickness Piping item            Reference Straight pipe          -3500(a)(1)
Elbows              -3500(a)(1) 1 Reducers            -3500(a)(2) 1 Tees              -3600(a)(3)
Branch 1            -3600(a)(3) connections Designed item          -3500(a)(4)
Other items            -3500(b) lAltemate of -3500(a)(5) may be used.
Thickness Limit Code class      I    Reference I                -3500(c) 2                -3500(d) 3    a3500(2ev 2Alternate criteria may be developed in accordance with -3500(f).
FIG. -3500-1    WALL THICKNESS ACCEPTANCE STANDARD FLOW CHART
-3500    Wall Thickness Acceptance Standards                      (2) For the small end of concentric and eccentric reducers, t. shall be not less than 0.875 t      for the A flow chart for the acceptance standards is shown pipe size at the small end. For the large end, the large in Fig. -3500-1.
end transition and the conical portion, t. shall not be (a) A Class 1, 2, or 3 butt welded pipe, elbow.
less than 0.875 t,. for the pipe size at the large end.
branch connection, or reducer piping item is acceptable for continued service without further evaluation when          For the small end transition, the required thickness t, at all locations on the piping item meets the following    shall be gradually reduced from that required at the requirements.                                                  large end to that required at the small end (see Fig.
                                                              -3622-1).
(1) For straight pipe and elbows purchased to a nominal pipe specification with an allowable wall thick-            (3) For tees and branch connections, tp shall be ness undertolerance of 12.5%, t, shall be not less than        not less than 0.875 t... for the same size pipe for 0.875 em except that, for Class 1 short radius elbows,        regions outside the limits of reinforcement required by an evaluation shall be conducted to show that the              the Construction Code used in the evaluation. For requirements of NB-3642.2 are met.                            regions within the limits of reinforcement, :p shall be 987
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE not less than the thickness required to meet the branch            (b) Analytical evaluations shall be conducted using reinforcement requirements of the Construction Code.            the predicted wall thickness, ti,, at the next examination (4) For regions of piping items designed to specific      of the piping item. The methods used to determine t.
wall thickness requirements, including designed weld            are the responsibility of the Owner.
counterbores and regions with integral reinforcement,                (c) A piping item is acceptable for continued service
: t. shall be not less than the minimum design thickness,          if the minimum pipe wall thickness, branch reinforce-including tolerances and excluding any corrosion allow-          ment requirements, and piping stress criteria of the ances, specified in the original design analysis for the        Construction Code used in the evaluation are met for piping item.                                                    all specified loading conditions.
(5) As an alternative to the requirements of                (d) As an alternative to -3610(c), butt welded pipe,
-3500(a)(2) and -3500(a)(3), for reducers, tees, or branch      elbow, branch connection, and reducer piping items connections purchased to fitting standards allowed in            may be evaluated in accordance with -3620.
Table NB-3132-1 and for which baseline as-installed                (e) Alternative evaluation of pumps, valves, flanges, thickness measurements exist, t. shall not be less than          and other piping items are the responsibility of the 0.875 times the as-installed thickness measurements,            Owner.
except that the thickness shall not be less than 0.875 th.m.        09 Piping items under evaluation with t,, exceeding (b) Acceptance criteria for Class 1, 2, and 3 pumps,          the acceptance standards of -3500 and satisfying -3600 valves, flanges, reducing elbows, socket weld fittings,          shall be monitored for continued degradation. The fre-and any other piping items not covered by -3500(a)              quency and means of monitoring for degradation are shall be the responsibility of the Owner.                        the responsibility of the Owner.
(c) For any Class 1 piping item, when t. at any location is less than 0.3 trm, further evaluation is            -3620 Evaluation of Pipe, Elbows, Branch beyond the scope of this Case.
(d) For any Class 2 piping item, when t. at any                        Connections, and Reducers location is less than 0.2 t.om, further evaluation is            -3621    General Requirements beyond the scope of this Case.
(e) Except as provided in (f) below, for any Class              (a) The evaluation shall meet the requirements of 3 piping item, when tp at any location is less than 0.2          -3622 and -3623.
tnom or 0.5 train, whichever is less, further evaluation            (b) For a branch connection or tee, the region within is beyond the scope of this Case. The value of trin              the limits of reinforcement defined in the Construction shall be determined in accordance with -3600.                    Code shall meet the requirements of -3624.
(f) As an alternative to -3500(e), decreased wall              (c) Evaluations shall be conducted using the appro-thickness, including local through-wall leakage in Class        priate piping equations, loadings, load combinations, 3 piping items whose maximum operating temperature              allowable material properties, and other acceptance does not exceed 200*F and whose maximum operating                standards from the Construction Code used in the pressure does not exceed 275 psi may be accepted.                evaluation, except as specifically modified by this Case.
Evaluation methods and acceptance criteria shall be                (d) When the ratio R/t, is greater than 50, the specified by the Owner.                                          potential for buckling of the thinned region shall be evaluated. Evaluation methods and acceptance criteria shall be specified by the Owner.
-3600    Analytical Evaluation for Class 2 and Class 3 Piping Items                                  -3622 Thickness Evaluation
-3610    General Requirements                                  -3622.1    Evaluation for Minimum Wall Thickness (a) Analytical evaluations shall be conducted in ac-            (a) Except as provided in -3622.1 (), the value of cordance with Construction Code. Later Code Editions            tp at any location shall not be less than 90% of the and Addenda may be used. Use of later Code Editions              minimum wall thickness of the piping item, td,, required and Addenda shall be reviewed for acceptability to the          for design pressure, defined in the Construction Code regulatory and enforcement authorities having jurisdic-          used in the evaluation, exclusive of any additional tion at the plant site.                                          corrosion allowance.
988
 
CASE (continued)
N-597-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE (1) For straight pipe, bends, and elbows, t rin shall      thinned regions, where Rom is the mean radius of the be determined by:                                                piping item based on nominal wall thickness and L..,ag is the average of the extent of L. below tda, for the adjacent PD.                              areas (see Fig. -3622-4). Alternatively, the adjacent 2(S + yP)                          thinned regions shall be considered a single thinned region in the evaluation.
(2) For concentric and eccentric reducers, tram at            (b) Provided that the transverse extent of wall thin-each end shall be equal to tra. of straight pipe of the          ning predicted to be less than tn,, L,.,, is less than same nominal size as the reducer end. For the conical            or equal toJR;t, the allowable local thickness, to, portion of the reducer and the transition at the large          shall be determined from Table -3622-1, where Rmi, diameter end, tra. shall be that of the large diameter          is the mean radius of the piping item based on the end. A gradual transition in tin shall be assumed for            minimum wall thickness tri. For straight pipe, Table the transition at the small end (see Fig. -3622-1).              -3622-1 may be used when Lm0) exceeds                "
(3) For branch connections and tees, except at            except that an additional thickness tb shall be added regions providing reinforcement of the opening required          to the value determined from Table -3622-I.
by the Construction Code used in the evaluation, tmin              (c) This approach shall not be used to evaluate a shall be as required for straight pipe.                          reducer.
(b) When tp is less than 0.9 tmgu at any location, additional evaluations may be conducted to determine            -3622.3 Local Thinning -          Limited Axial and the allowable local thickness, tg.,, subject to the limita-      Transverse Extent dons in (c). The thinned region and the parameters that define the depth and extent of thinning are illustrated        (a) When the maximum extent of wall thinning, L,,
in Fig. -3622-2. The allowable local thickness shall be          for which thickness is predicted to be less than train is determined in accordance with any one of the methods            less than or equal to 2.65          t    and t.,n is greater in -3622.2, -3622.3, -3622.4, -3622.5, or -3622.6.              than 1.13 tra, t*,, shall be determined by satisfying (c) Local thinning evaluation shall not be allowed            (b) below and (c) or (d) below. This approach requires that adequate reinforcement be available surrounding for the following:
the thinned area in accordance with (c) or (d). This (1) A region adjacent to any branch connection evaluation approach is not applicable for the following on the run piping, unless the distance between the conditions:
center of the branch connection and the edge of the thinned area predicted to be less than tmi. exceeds Di,                (1) Thinned areas adjacent to branch connections, where Di is the nominal inside diameter of the branch            when the reinforcement zone for the thinned area connection and L, is the maximum dimension of the                would overlap the required reinforcement of the branch thinned region less than ti,m.                                  connection.
(2) At the small end transition of a reducer.                    (2) Thinned areas for which any portion of the (3) Inner portion of elbows and pipe bends (Fig.          reinforcement zone would lie on the conical or small
-3622-3), excluding a region within 1.5JR.tnom of                diameter transition zone of a reducer.
the butt welds, unless the trai in the evaluation of                  (3) Adjacent thinned areas qualified by this ap-
-3622.2, -3622.3, or -3622.4 is replaced by t'Mia, de-          proach when the reinforcement zones associated with fined by:                                                        each area would overlap.
(b) The thickness of the remaining pipe wall at the thinned section is adequate if the following equation (05
                      .= +    R 0.+ o    tmn.pcpo is satisfied.
-3622.2    Local Thinning-      Limited Transverse                                    t om zt 0.353L, Extent                                                                                  tmin.Rmtji (a) The evaluation procedure shall consider the depth and extent of the affected area and require that the wall thickness exceed tri,, for a distance that is the              (c) If there is a surrounding reinforcement zone with greater of 2.5 Rnomtno or 2 L,.avg between adjacent              predicted thickness of at least tom for a minimum 989                                                SUPP. 2 - NC
 
CASE (continued)
N-597-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE dimension of L/2 in all directions, reinforcement for the thinned area shall satisfy the following equation.                                  tmi, I  cosa (b) For the flared transition at the small end of a concentric reducer, the local allowable thickness shall be gradually reduced from the value determined at the conical end of the flare to tg, for the small end of (d) As an alternative to (c), the reinforcement adjacent      the reducer.
to the thinned area shall justify the following equation.          (c) This approach shall not be used to evaluate eccentric reducers.
0-.935A*,,
                                                                      -3623 Piping Stress Evaluation
                                                                      -3623.1  Evaluation Requirements
    -3622.4 Local Thinning - Unlimited Transverse Extent                                                              (a) The effects of piping stresses shall be evaluated in accordance with the equations of the Construction (a) The evaluation shall include consideration of the Code used in the evaluation. If the piping design depth and extent of the affected area less than t1m.
analysis is based on nominal piping thickness, the The wall thickness shall exceed tMi, for an axial distance      allowable stresses used in a stress analysis based on the greater of 2.5VrRnomtnom or 2 L,.,.              between predicted thickness, t. (see -3210), may be multiplied adjacent thinned regions at each circumferential location by 1.143. Consideration shall be given to changes in on the piping item (see Fig. -3622-5). Alternatively, the pipe metal area, pipe inside area, section modulus, the adjacent thinned regions shall be considered a single and stress indices or stress intensification factors, as thinned region in the evaluation.
described in -3623.2, -3623.3 and -3623.4. The effects (b) Thickness t,1. shall be determined from Table            of cyclic operating conditions shall be addressed in
    -3622-1.                                                        accordance with -3625.
(c) This approach shall not be used to evaluate a (b) The piping stress evaluation, shall be based on reducer.
the predicted thickness at each cross section of the
    -3622.5    Local Thinning-        Elbows and Bent Pipe          piping item that exhibits significant thinning or is affected by a change in stress index or stress intensifica-(a) For locations farther thanV              from welds      tion factor. Alternatively, the evaluation may be based to adjacent piping items, the predicted thickness on            on the limiting cross section.
the outer portion of an elbow or bend may be less than tm,, for straight pipe. The local allowable thickness      -3623.2  Nominal Longitudinal Pressure Stresses at each location shall be determined by:                            (a) The pipe metal area and the pipe inside area, for the thinned cross section might result in stresses t~aoc -
* 0.5 +    0.5'                      different from those of the piping stress analysis of cosa                    record.
(b) For simplified analysis, the piping item may be assumed to be uniformly thinned with a thickness of t      For this approach, the nominal longitudinal pres-sure stress shall be determined by:
where Rb1Rnjn= ratio of elbow bend radius to mean pipe radius, based on tia, for the same size pipe                                      PD.
    -3622.6 Local Thinning -Central              Poi-tions of When evaluating reducers, the large and small ends Concentric Reducers shall be evaluated separately. For the large end, tp.=i.
(a) For the conical portion of concentric reducers,          shall be determined from all locations for the large the local allowable thickness less than trnin shall satisfy      end and conical section. For the small end, ipmin for the following equation:                                          the entire reducer shall be used.
SUPP. 2 - NC                                                      990
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE (c) Detailed stress analysis may be conducted based            (c) Detailed stress analysis may be conducted based on the complete set of measurements around the thinned          on a complete set of measurements around the thinned cross-section of the piping item. The nominal longitudi-        cross section of the piping item.
nal pressure stress, S., shall be determined by:                  (d) When evaluating thinning at the cross section of a branch connection, the requirements of -3623.2(c)(1) shall be met.
PA,
                                                                -3623.4    Stress Intensification Factors and Stress Indices The local piping item wall thickness could affect (1) To evaluate piping at a branch connection            the stress indices or stress intensification factors used beyond the limits of reinforcement, it shall be assumed        in determination of the effective piping stress at a that the entire region within limits of reinforcement is        branch connection. When reduced wall thickness could at thickness train for the unreinforced pipe section, with      increase these factors, the effect shall be considered the outside surface at the pipe nominal outside radius.        by using a reduced piping item thickness determined If excess reinforcement is available within the limits          in accordance with (a), (b), or (c).
of reinforcement, the excess metal area may be included            (a) Except as allowed in (b) or (c), stress intensifica-in Ap.                                                          tion factors or stress indices for a piping item shall (2) When evaluating the longitudinal pressure            be based on the assumption of uniform wall thickness, stress in the central cone of a reducer, the stress shall      using a value of .        and an associated mean pipe be determined based on the local radius at the cross            radius in the formula for these factors.
section and the local tp at and adjacent to the cross              (b) As an alternative (a) above, the factors may be section of interest, except that the resulting stress shall    based on the average t. of the piping item excluding be multiplied by a factor of 1/cosa.                            branch reinforcement zones, except that predicted thick-(d) When using Code Editions and Addenda that                ness at locations within a distance of twice the pipe require use of stress indices, the nominal longitudinal        nominal wall thickness from butt welds to adjacent stress determined in accordance with (b) and (c) shall          components need not be considered. For reducers, the be doubled.                                                    average t, of the small end shall be used with the small end diameter to determine the factor.
-3623.3    Nominal Longitudinal Bending Stresses                  (c) As an alternative to (a) or (b) above, stress analysis of thinned piping items may be conducted to (a) Thinning of the piping item cross-sectional area        show the effects of wall thinning and the distribution might result in bending stresses different from those          of stresses on an affected piping item.
of the piping stress analysis of record. The nominal longitudinal bending stress, Sb, for the various loading        -3624 Evaluation of Branch Connections conditions and load combinations shall be deter-                -3624.1 The region of branch connections and tees mined by:                                                      within limits of reinforcement of the Construction Code used in the evaluation shall be evaluated in accordance with -3624.2 or -3624.3.
Sb  Mb + PA.8                          -3624.2 Branch Connections Not Requiring Reinforcement (a) The region on the piping run shall be evaluated (b) For simplified analysis, the piping item section        in accordance with the requirements of -3622 and -3623, modulus may be based on a uniformly thinned section            without consideration of the branch connection, except with thickness tp.mi. When evaluating reducers, the            that tp, within a region of radius of Di of the branch large and small ends shall be evaluated separately. For        pipe from the center of the branch connection shall the large end, tp.j, shall be determined from all locations    not be less than tmiu for the pipe run.
for the large end and conical section. For the small              (b) The branch piping shall be evaluated in accord-end, tpmin for the entire reducer shall be used.                ance with the requirements of -3622 and -3623.
991
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
-36243 Branch Connections Requiring                                A,,=predicted metal cross-sectional area of Reinforcement                                                          pipe, in.2 A,,; =the reinforcement area available in the pipe (a) Branch reinforcement requirements shall be deter-wall based on the predicted thickness distri-mined in accordance with the Construction Code used bution in excess of t,,,i and within the limits in the evaluation.
of reinforcement of the Construction Code (b) For the region of the piping run that provides for an opening with diameter L, at the branch reinforcement, the value of tp at any location region of local thinning, in.2 shall not be less than ti. for the nominal pipe run Do=nominal outside diameter of.piping item plus any required reinforcement at that location.
(e.g., 10.75 for NPS 10 pipe), in.
(c) For the region of the branch pipe that provides do=maximum outside diameter of a reducer at branch reinforcement, tp shall not be less than t1" for the thinned location, in.
the branch pipe plus any required reinforcement.
D=outside diameter at the large end of the
-3625    Evaluation for Cyclic Operation                                reducer, in.
Di=nominal inside diameter of a branch connec-(a) For piping items with tpm,* not less than 0.75                    tion, in.
t... and subject to no more than 150 equivalent full                f=stress range reduction factor temperature cycles at the time of the next examination,              /=stress intensification factor of the Construc-in accordance with the Construction Code used in the                    tion Code (not less than 1.0) evaluation,piping stress equations that include thermal          I.,w=predicted minimum moment of inertia of expansion and anchor movement stresses need not be                      the thinned pipe about the neutral axis of evaluated.                                                              the pipe section, considering all orientations (b) For piping items not meeting the requirements                    of the section neutral axis, in.4 of -3625(a), when the design includes consideration of              L=maximum extent of a local thinned area thermal expansion stresses, the allowable stress range                  with wall thickness less than 6,,, in.
for expansion stress shall be determined in accordance            4, =maximum extent of a local thinned area with the Construction Code used in the evaluation, with wall thickness less than t,,r,, in.
except that the stress intensification factor, /, shall be maximum axial extent of a local thinned
                                                                      =.qa) revised to take into account the geometry of the thinned area with wall thickness less than tmi,", in.
region. As an alternative to establishing a revised stress S.-,,-
maximum of the axial extents of two adja-intensification factor, the stress range reduction factors cent local thinned areas with wall thickness of Table -3625-1, which are based on an increase in less than trai, in.
the stress intensification factor by a factor of 2 over the life of the component, may be used.                        Lingo=maximum transverse extent of a local thinned area with wall thickness less than (c) The potential for local overstrain in the thinned tmin, in.
region for the combination of maximum sustained plus thermal expansion stresses shall be considered. Sus-          L,,.g= average of the extents of thickness less than tw, for two adjacent thinned areas, in.
tained loads include pressure, weight, and other sus-tained mechanical loads. Local overstrain is defined              Mb=resulting bending moment from the design in NC-3672.6(b). Evaluation methods and acceptance                      analysis of record for each loading condition criteria shall be specified by the Owner.                                under consideration, in-lb P=design pressure, psi
-3626 Nomenclature                                                Rb = bend radius of an elbow to the elbow center line, in.
Ao=total cross-sectional area of pipe based on R.=nominal outside radius (e.g., 2.25 for NPS nominal outside diameter,      , in.2                    4 pipe), in.
Rm. =radius to the nominal outside surface of the Ai=predicted inside cross-sectional area for a2                pipe plus the nominal distance between the pipe that has experienced wall thinning, in.              center of the pipe and the neutral axis, in.
A,=predicted metal cross-sectional area for a          R,=mean radius of piping item based on the pipe that has experienced wall thinning, in.              nominal outside radius and the minimum 992
 
CASE (continued)
N-597-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Large end transition zone Small end transition zone.
GENERAL NOTE:
Transition zones extend from the point on the ends where the diameter begins to change to the point on the central cone where the cone angle is constant.
FIG. -3622-1    ZONES OF REDUCER wall thickness (e.g., 7.85 for NPS 16 pipe                            piping item. For items designed to specified with tmi, = 0.30 in.), in.                                            ininimum thickness, the nominal thickness Rimm=mean radius of piping item based on the                                    is the design thickness, including corrosion nominal radius and thickness (e.g., 6.75 for                          allowance and excluding tolerances, in.
NPS 14 XS pipe with t,,m = 0.5 in.), in.                          tp=distribution of predicted local thickness of S =allowable stress for piping item, including                            a piping item at the next scheduled examina-joint efficiency factor, E, if applicable, psi.                        tion, in.
Sb =maximurm nominal bending stress at the                            tpm,,i=minimum predicted local thickness of a thinned section, psi.                                                  piping item at the next scheduled examina-Sp=nominal longitudinal pressure stress, psi.                                tion, in.
toc=allowable local thickness, in.                                        y=factor required by the Construction Code tb =uniform thickness, of piping item, required                            used in the evaluation by the Construction Code, to withstand sus-                      Zm=predicted minimum section modulus for the tained and occasional bending loadings in                              thinned section, including consideration of the absence of pressure, thermal expansion,                            the shift of the neutral axis of the thinned and anchor movement loadings, in.                                    pipe section, Imin/Rax, in.
tmdn= minimum wall thickness required by the                              a=maximum cone angle at the center of a Construction Code to sustain pressure, ex-                            reducer, degree clusive of tolerances and any allowances                          0= maximum angle from the center of the outer for corrosion, in.                                                    one-half of the elbow to the location of the tmln.i =t,, for large end of a reducer, in.                                    thinned area being evaluated, as measured t n.p, = trin for straight pipe, in.                                              in the pipe cross section, degree
    'fln =adjusted minimum thickness for inner por-                            8=nominal distance between the center of the tion of an elbow, in.                                                pipe and the neutral axis of the thinned t, o,= nominal thickness of pipe or fitting specified                          piping section, in.
in the applicable industry standard for the 993                                                SUPP. 2 - NC
 
CASE (continued)
N-597-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Axial direction I  (hoop direction)
Transverse FIG. -3622-2    ILLUSTRATION OF WALL THINNING SUPP. 2 - NC                                  994
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE FIG. -3622-3 ELBOW AND NOMENCLATURE 995
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASM1E BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE t  raini in surrounding area X1.3 Area 3 tp, 3 < Imin
                                                                                        .3 Lm.2 X    = minimum distance between areas i and j Lm,    - maximum extent of thinned area i Lmavg = 0.Lmi +Lm,j GENERAL NOTE:
Combination of adjacent areas into an equivalent single area shall be based on dimensions and extents prior to combination.
FIG. -3622-4    SEPARATION REQUIREMENTS FOR ADJACENT THINNED AREAS 996
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
                                                    -  [Note (0)] -              14- [Note (2)
X# = minimum distance between areas i and j at any circumferential location on pipe Lmr(al = maximum extent of thinned area iin axial direction Lmax = maximum of the extents Lm(a)" I and Lm(a).jof two adjacent areas NOTES:
(1) Areas need not be combined into single areas based on separation in the transverse direction, provided that transverse extents of individual adjacent thinned areas do not overlap.
: 12) Combination of adjacent areas into an equivalent single area shall be based on dimensions and extents prior to any combination of adjacent areas.
FIG. -3622-5    SEPARATION REQUIREMENTS FOR ADJACENT THINNED AREAS 997
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE TABLE -3622-1 Allowable Local Thickness
                                              -3622.2              -3622.4 0                  0.100                0.100 0.20                0.100                0.261 0.23                0.100                0.300 0.26                0.100                0.375 0.32                0.100                0.477 0.38                0.100                0.551 0.45                0.100                0.616 0.50                0.100                0.651 0.60                0.100                0.703 0.70                0.182                0.742 0.83                0.300                0.778 0.85                0.315                0.782 0.90                0.349                0.794 1.00                0.410                0.813 1.20                0.505                0.841 1.40                0.572                0.860 1.60                0.622                0.873 1.80                0.659                0.883 2.00                0.687                0.891 2.25                0.714                0.897 2.50                0.734                0.900 2.75                0.750                0.900 3.00                0.763                0.900 3.50                0.787                0.900 4.00                0.811                0.900 4.50                0.834                0.900 5.00                0.858                0.900 5.50                0.882                0.900 6.00                0.900                0.900
                          >6.00                0.900                0.900 GENERAL NOTE:
Interpolation may be used for Intermediate values.
998
 
CASE (continued)
N-597 CASES OF ASME BOTLER AND PRESSURE VESSEL CODE TABLE -3625-1 MODIFIED STRESS RANGE REDUCTION FACTORS Number of Equivalent                                Stress Range Full                                  Reduction Factor2 , f Temperature Cycles', N 650 or less                                        1.0
      >650 to 1100                                        0.9
      >1100 to 2000                                        0.8
      >2000 to 3900                                        0.7
      >3900 to 8500                                        0.6
    >8500 to 21,000                                      0.5 over 21,000                                        0.4 NOTES:
(1) Cycles to next scheduled inspection or repair/replacement activity.
(2) The modified stress range reduction factors are based on an increase in the stress Intensification factor, 1,by a factor of 2 over the life of the component.
999
 
CASE N-600 CASEFS OF ASME BOILER AND PRFSSURF V MSSEL CODE Approval Date, September 18, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case 'i-600                                                        301.4 (e.g., Welding Procedure Specification, type of Transi, er of Welder, Welding Operator. Brazer.                    tests).
and B razing Operator Qualifications Between                          (d) The Owner accepting the WPQ/BPQ shall require Ownei Is                                                          each welder. welding operator. brazer, or brazing opera-scctioi i XL Division I                                            tor to demonstrate proficiency by completing a renewal qualification test in accordance with QW-322.2(a) or 1nqi, try: What altetrative to ,hc welding and brazing          QB-322(b).
perfort ,iance qualification requirements of TWA-4000                    (1) When WPQ transfer involves prior groove 1-1y h      sted?                                  L            tests, the renewal test shall use a groove configuration.
(2) When WPQ transfer involves prior fillet tess.
  .Repiv: It is      the opinion of the Committee that as          the renewal rests may use either a groove or a fillet mative    to  the welding and brazing performance        configuration.
-in alle q.Jalifi4:ation requiremcnts of IWA--400. a weldcr, weld-              (e) The Owner accepting the WPQ/BPQ shall accept responsibility for the Performance Qualification Test.
ing 'fLP:rator, brazer, or brazing operator qualified by one and shail document acceptance on the WPQ/BPQ for Ojwncr may be used by another Owner. The following the renewal test. This WPQ/BPQ shall reference the require merts shall be met.                                        W'PQ/BPQ supplied by the Owner that performed the (a) ' Mhe Owner who performed the qualification test            qualification.
shall c trtify that testing was te-rormed in accordance                (t) The Owner accepting the WPQ/BPQ shall accept with ! ection IX by signing the record of Welder/                  responsibility for compliance with QW-322.
.Weldi- g Opcrator/Brazer/Brazing Operator Performance                (g) The Owner may accept and use a WPQ/BPQ Qualiti :ation (WPQWBPQ).                                          only when it is received directly from the Owner who (b,) "he Owner who performed the qualification test            performed the qualification.
shall cl rtify. in writing, that qualification was conducted          (h) The Owner accepting the WpQ/BPQ shall comply with the Quality Assurance requirements of IWA-in aCC( irdancc with a Quality Assurance Progra-n that 4142(a).
satisfic the requirements of [WA-1400.
(i) Use of this Case shall be documented on the fo )  hC Owner accepting the WPQ/BPQ shall obtain              WPQ/BPQ for the renewal test in lieu of on the Repair/
any ne    cessaiy    supporting information to satisfy QW-          Replacement Plan and the NTS-2 Form.
1004.1                                                  SUPP. 2 - NC
 
CASE N-601 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: March 2, 1998 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-601 Extent and Frequency of VT-3 Visual Examination for Inservice Inspection of Metal Containments Section XI, Division 1 Inquiry: What alternatives may be used in lieu of the requirement of Table IWE-2500-1, Examination Category E-A, Item Numbers EI.12 and E1.20, that the VT-3 visual examinations be performed 100% at the end of the interval?
Reply: It is the opinion of the Committee that the VT-3 examinations in Table IWE-2500-1, Examination Category E-A, Containment Surfaces, may be per-formed at any time during the interval, provided the requirements for successive inspections in IWE-2420 are met.
1033 This is Electrontic File Page # 1033 X- -A.    .... 100Q  WA4&#xfd;4^-    w  acwcucni    na_-)roQ n7.nA.-),2
 
CASE N-613-1 CASES OF ASME BO3git AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 20, 2002 See Numerk: Jndex for expkraton end any rooffirmdaon dates.
Case N-613-1 Ult-asmolc Exainsaon of Full Penetration Nozzles In Vessels, Fxauminaon Category B-D, Item No'& 33.10 and B33.90, Reactor Nohle-To-Vend Welds, F4s. IWB-2S00-7(a), (b), and (c)
Section XI, Division 1 Inquiry: What alternatives to the examination volume requirements of Frigs. IWB-2500-7ta), (b), and (c)
* permissible for ultrasonic examination of reactor-nozzle-to-vessel welds?
Reply: It is the opinion of the Committee that Cate-gory B-D nozzle-to-vesaac welds previously ultrasoni-cally examined using the examination volumes of Figs.
IWB-2500-7(%), (b), and (c) may be examined using the reduced examination volume (A-B-C.D-E-F-G-H) of Figs. 1, 2, and 3.
k 1029                              SUPP. 0 - HC
 
CASE (continued)
N-613-1 cASEoS    ABoamitL "m            AmD PRSmnE      vESSL coin an1, *T' - nozzle wall thickness t, - shell for head) thickness ri , nozzle Inside cowner radius Co to present
                                                                                                          -H Corner flaw EXAMINATION REGION INote 11))                                          EXAMINATION VOLUME        iNote 12)1 Shell (or heed) adjoining region                                              C-D-E-F Attachment weld region                                                        B-C-F-G Nozzle cylinder region                                                        A-U-G-H Nozzle inside comer region                                                    M-N-0-P NOTES:
i1) Examination regions arm Identified for the purpose of differentlating the acceptance standards In IWN-3512.
(2) Examination volumes may be determined either by direct measurements on the component or by measurements based on design drawings.
FIG. I NOZZLE IN SHELL OR HEAD (Examination Zones In Barrel Type Nozzles Joined by Full Penetration Corner Welds) 1030 SUP. 6 - NC
 
CASE (continued)
N-613.1 CA    OF ASME BOiLBR AND PR          IR    VESSEL CODE tn1, tn2 - nozzle wall thickness I, - shell (or head) thickness ri - nozzle Inside corner radius A  6C      D 1-T I
present Exam. vol.
A-B-C-O-E-F-G-H Corner flow EXAMINATION REGION (Note (III                                        EXAMINATION VOLUMEiNote 12))
Shell (or head) adjoining region                                              C-D-E-I Attachment weld region                                                        B-C-F-G Nozzle cylinder region                                                        A-8-G-H Nozzle Inside corner region                                                  M-N-O-P NOTES:
(1) Examination regions are identified for the purpose of differentiating the acceptance. standards in IWB-3612.
(2) Examination volumes may be determined either by direct measurements on the component or by measurements based on design drawings.
FIG. 2 NOZZLE IN SHELL OR HEAD (ExamInation Zones in Flange Type Nozzles Joined by Full Penetration Butt Welds) 1031                                                      SUPP. 6 - NC
 
CASE (continued)
N-613-1 CASES F0 ASME*DOIER AND PRESURE VEMA                CODE If    I t    - nozzle wall thickness is - shell for head) thickness ri a nozzle indde comer radius II Corner flaw EXAMINATION REGION (Note (1II                                        EXAMINATION VOLUME (Note 1211 Shell (or hand) adjoining region                                            C-O-E-F-0 Attachment weld region                                                      B-C-G Nozzle cylinder region                                                      A-B-G-H Nozzle Imide corner region                                                  M-N-O-P NOTES:
: 1) Exeminalton regions are Idendfied for the purpose of dlfferentletlng the acceptance standards In IWB-2612.
: 12) Examination volumes may be determined either by direct measurements on the component or by measurements based on design drawings.
FIG. 3 NOZZLE IN SHELL OR HEAD (ExaminaUon Zones In Set-On Type Nozzles Joined by Full Penetration Comer Welds) 1032 SUPP. 6 - NC
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                                N-616 Approval Date: May 7, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-616                                                                                      Reply: It is the opinion of the Committee that when Alternative Requirements for VT-2 Visual                                                    corrosive resistant bolting material that is used has a Examination of Classes 1, 2, and 3 Insulated                                                chromium content greater than or equal to 10%, such Pressure Retaining Bolted Connections                                                      as SA-564 Grade 630 HI 100, SA-453 Grade 660, SB-Section XI, Division 1                                                                      637 UNS N07718 or SB-637 UNS N07750, it is permissible to perform the VT-2 examination without Inquiry: What alternative requirements may be used                                      insulation removal.
in lieu of those of IWA-5242(a) for removal of the insulation from Classes 1, 2, and 3 pressure retaining bolted connections to perform a VT-2 visual examina-tion, when the bolting material is resistant to boric acid degradation?
The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpret these rules when questions arise regarding their intent. This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and the inservice inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
1 (N-616)
 
CASE N-623 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: February 26, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-623                                                    of shell-to-flange welds and head-to-flange welds of Deferral of Inspections of Shell-to-Flange and                a reactor vessel may be deferred to the end of the Head-to-Flange Welds of a Reactor Vessel                      inspection interval without conducting partial examina-Section XI, Division 1                                        tions from the flange face if the following conditions are met:
Inquiry: What alternative rules may be used in lieu          (a) No welded repair/replacement activities have ever of Table 1, Examination Category B-A (Program B),            been performed on the shell-to-flange or head-to-
"Pressure Retaining Welds in Reactor Vessel", Sec-            flange weld.
tion XI, Division 1 to allow deferral of inspections (b) Neither the shell-to-flange weld nor head-to-flange of shell-to-flange welds and head-to-flange welds of weld contains identified flaws or relevant conditions a reactor vessel?
that currently require successive inspections in accord-ance with IWB-2420(b).
Reply: It is the opinion of the Committee that, as (c) The vessel is not in the first inspection interval.
an alternative to the existing requirements, inspection 1107                                                    SUPP. 4 - NC This is Electrontic File Page # 1107 SUPP.  #4 Aame Nuclear Code Cases 1998            NC9804U623      07-15-99 09:01:48        Rev 14.05
 
(0)
        "C I.
2}                                                                                                                                                                                                  >~
0 (D
Z*
TABLE I EXAMINATION CATEGORIES                                                                                            CD
: 0.                                                                                                                                                                                                        a EXAMINATION CATEGORY B-A, PRESSURE RETAINING WELDS IN REACTOR VESSEL a
(D                                                                                                                                  Extent and Frequency of Examination 0                                                                                                                                                                                                      0 Examination                                                                    1st                    Successive              Deferral of Item                  Parts                Requirements/              Examination              Acceptance              Inspection            Inspection Intervals        Examination to No.              Examined                    Fig. No.                Method                  Standard                  Interval                  [Note (3)]            End of Interval 0
Bi.10        Shell Welds                                        Volumetric                    IWB-3510          All welds [Note (2)]        Same as for                Permissible B1.11          Circumferential              IWB-2500-1                                                                                          1st interval B1.12          Longitudinal                IWB-2500-2                                                                                                                                    m
    '*1 11                                                                                                                                                                                                    0 B1.20        Head Welds                    IWB-2500-3          Volumetric                    IWB-3510          Accessible length of        Same as for                Permissible B1.21          Circumferential                                                                                      all welds [Note (2)]        1st interval B1.22          Meridional CD      0-                                                                                                                                                                                            0 B1.30        Shell-to-Flange Weld          IWB-2500-4          Volumetric                    IWB-3510          Weld [Note (2)]              Same  as for              Permissible 00 1st interval            [Notes (4), (5)]
0n          B1.40        Head-to-Flange Weld            IWB-2500-5          Volumetric and surface        IWB-3510          Weld [Note (2)]              Same  as for              Permissible      (I, 1st interval            [Notes (4), (5)]
B1.50        Repair Welds                  IWB-2500-1          Volumetric                    IWB-3510          All weld repair areas        Same  as for              Permissible
[Note (1)]                      and -2                                                                                          1st interval B1.51          Beltline region NOTES:
(1) Material (base metal) weld repairs where repair depth exceeds 10% nominal of the vessel wall. If the location of the repair is not positively and accurately known, then the          0 individual shell plate, forging, or shell course containing the repair shall be included,                                                                                            0 (2) Includes essentially 100% of the weld length.
(3) During the first and second periods, the examination may be performed from the flange face, provided these same portions are examined from the head during the third period.
(4) When using inspection Program B, the shell-to-flange weld examination may be performed during the first and third periods, in which case 50% of the shell-to-flange weld shall be examined by the end of the first period, and the remainder by the end of the third period. During the first period, the examination need only be performed from the flange face, provided this same portion is examined from the shell during the third period.
(5) Deferral in the first inspection interval is not permitted. Deferral in successive inspection intervals is permitted provided that:
(a) No welded repair/replacement activities have been performed either on the shell-to-flange weld or head-to-flange weld.
(b) Neither the shell-to-flange weld nor the head-to-flange weld contains identified flaws or relevant conditions that require successive inspections in accordance with IWB-2420(b).
 
CASE N-624 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: May 7, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-624 Successive Inspections Section XI, Division I Inquiry: What alternative to the requirements of IWB-2420(a), IWC-2420(a), IWD-2420(a) (starting with the 1991 Addenda), IWE-2420(a) (starting with the Winter 1981 Addenda), and IWF-2420(a) (starting with the Winter 1978 Addenda) may be used to mod-ify the sequence of examinations established during the first inspection interval, in a manner that optimizes scaffolding, radiological, insulation removal, or other considerations?
Reply: It is the opinion of the Committee that, as an alternative to the requirements of IWB-2420(a),
IWC-2420(a),      IWD-2420(a),      IWE-2420(a),    and IWF-2420(a), the sequence of examinations may be modified, provided the percentage requirements of Ta-bles IWB-2411-1, IWC-2411-1, MWD-2411-1, and IWE-2411 -1, Tables IWB-2412-1,              IWC-2412-1, JWD-2412-J, and IWE-2412-1, Table IWF-2410-J. or Table IWF-2410-2 are satisfied.
1108.01                          SUPP. 8 - NC
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                            N-638-1 Approval Date: February 13, 2003 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-638-1                                                                              weld filler material, may be performed in accordance Similar and Dissimilar Metal Welding Using                                                with this Case, provided the depth of repair in the Ambient Temperature Machine GTAW Temper                                                    base material does not exceed 3/g in.
Bead Technique                                                                                (d) Prior to welding the area to be welded and a Section X3, Division 1                                                                    band around the area of at least 11/ times the component thickness or 5 in., whichever is less shall be at least 50&deg;P.
Inquiry: May the automatic or machine GTAW tem-                                            (e) Welding materials shall meet the Owner's Re-per bead technique be used without use of preheat or                                      quirements and the Construction Code and Cases speci-postweld heat treatment on Class 1 components?                                            fied in the Repair/Replacement Plan. Welding materials shall be controlled so that they are identified as accept-Reply: It is the opinion of the Committee that repair                                  able until consumed.
to P-No. 1, 3, 12A. 12B, and 12Ct. except SA-302                                              (f) Peening may be used, except on the initial and Grade B, material and their associated welds and welds                                    final layers.
joining P-No. 8 or P-No. 43 material to P-Nos. 1, 3, 12A, 12B, and 12C', except SA-302 Grade B, material may be made by the automatic or machine GTAW                                              2.0 WELDING QUALIFICATIONS temper bead technique without the specified preheat or                                        The welding procedures and the welding operators postweld heat treatment of the Construction Code, when                                    shall be qualified in accordance with Section IX and it is impractical to drain the component or impractical the requirements of paras. 2.1 and 2.2.
for radiological reasons. The nondestructive examination requirements of the Construction Code need not be                                            2.1 Procedure Qualification met, provided the requirements of paras. 1.0 through                                          (a) The base materials for the welding procedure 5.0, and all other requirements of IWA-40002 , are met.                                    qualification shall be of the same P-Number and Group Number, as the materials to be welded. The materials shall be postweld heat treated to at least the time and 1.0 GENERAL REQUIREMENTS temperature that was applied to the materials being (a) The maximum area of an individual weld based                                      welded.
on the finished surface shall be 100 sq. in.. and the                                        (b) Consideration shall be given to the effects of depth of the weld shall not be greater than one-half                                      welding in a pressurized environment. If they exist, of the fermitic base metal thickness.                                                    they shall be duplicated in the test assembly.
(b) Repair/replacement activities on a dissimilar-                                        (c) Consideration shall be given to the effects of metal weld in accordance with this Case are limited                                      irradiation on the properties of material, including weld to those along the fusion line of a nonferritic weld to                                  material for applications in the core belt line region ferritic base material on which t/s in., or less of                                      of the reactor vessel. Special material requirements in nonferritic weld deposit exists above the original fu-                                    the Design Specification shall also apply to the test sion line.                                                                                assembly materials for these applications.
(c) If a defect penetrates into the ferritic base mate-                                  (d) The root width and included angle of the cavity rial, repair of the base material, using a nonferritic                                    in the test assembly shall be no greater than the minimum specified for the repair.
'P-Nos. 12A, 12B, and 12C designations refer to specific material                            (e) The maximum interpass temperature for the first classifications originally identified in Section III and subsequently reclassified as P-No. 3 material in a later Edition of Section IX.                        three layers of the test assembly shall be 150&deg;F.
2IWA-400 or IWA-7000, as applicable, in the 1989 Edition, with                                (f) The test assembly cavity depth shall be at least the 1990 Addenda. and earlier Editions and Addenda.                                      one-half the depth of the weld to be installed during The Committe's functito is to ustablisi rule* of safety, releting only to pressure integrity, governing the construction of boilers. pr*sure vessels. transport ranks and nuclear components, asd insevice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks. and to interpret these rule when questions arise regarding their intent This Code does not address other safeW issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and the inservice inspec*ton of nudles components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
I (N.638-1)
 
CASE (continued)
N-638-1                          CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE 1'
Discard Transverse Side Bend Reduced Section Tensile Transverse Side Bend HAZ Charpy
                                                                            ,A                V-Notch Transverse Side Bend Reduced Section Tensile Transverse Side Bend Discard GENERAL NOTE: Base metal Charpy impact specimens are not shown. This figure illustrates a similar-metal weld.
FIG. 1 QUALIFICATION TEST PLATE the repair/replacement activity and at least I in. The            determined by Charpy V-notch impact tests of the test assembly thickness shall be at least twice the test          procedure qualification base material at or below the assembly cavity depth. The test assembly shall be large          lowest service temperature of the item to be repaired.
enough to permit removal of the required rest specimens.        The location and orientation of the test specimens shall The test assembly dimensions surrounding the cavity              be similar to those required in (i) below, but shall be shall be at least the test assembly thickness and at            in the base metal.
least 6 in. The qualification test plate shall be prepared          (h) Charpy V-notch tests of the ferritic weld metal in accordance with Fig. 1.                                      of the procedure qualification shall meet the require-(g) Fertic base material for the procedure qualifica-        ments as determined in (g) above.
tion test shall meet the impact test requirements of the            (i) Charpy V-notch tests of the ferritic heat-affected Construction Code and Owner's Requirements. If such              zone (HAZ) shall be performed at the same temperature requirements are not in the Construction Code and                as the base metal test of (g) above. Number, location, Owner's Requirements, the impact properties shall be            and orientation of test specimens shall be as follows:
2 (N-638-1)
 
CASE (continued)
CASES OF ASME BOILER AN        S            VCODE                            N-638-1 (1) The specimens shall be removed from a loca-            of the weld layers at the weld toe area of the ferritic tion as near as practical to a depth of one-half the              material to ensure that the HAZ and ferritic weld metal thickness of the deposited weld metal. T"he coupons              are tempered. Subsequent layers shall be deposited with for HAZ impact specimens shall be taken transverse                a heat input not exceeding that used for layers beyond to the axis of the weld and etched to define the HAZ.            the third layer in the procedure qualification. For similar-The notch of the Charpy V-notch specimen shall be                metal welding, the completed weld shall have at least cut approximately normal to the material surface in              one layer of weld reinforcement deposited. This rein-such a manner as to include as much HAZ as possible              forcement shall be removed by mechanical means, so in the resulting fracture. When the material thickness            that the finished surface is essentially flush with the permits, the axis of a specimen shall be inclined to              surface surrounding the weld (Fig. 3).
allow the root of the notch to be aligned parallel to                (d) The maximum interpass temperature for field the fusion line.                                                  applications shall be 350TF regardless of the interpass (2) If the test material is in the form of a plate          temperature during qualification.
or a forging, the axis of the weld shall be oriented                (e) Particular care shall be given to ensure that the parallel to the principal direction of rolling or forging.        weld region is free of all potential sources of hydrogen.
(3) The Charpy V-notch test shall be performed            The surfaces to be welded, filler metal, and shielding in accordance with SA-370. Specimens shall be in                gas shall be suitably controlled.
accordance with SA-370, Fig. 11, Type A. The test shall consist of a set of three full-size 10 mm x 10 mm specimens. The lateral expansion, percent shear,              4.0 EXAMINATION absorbed energy, test temperature, orientation and loca-tion of all test specimens shall be reported in the                  (a) Prior to welding, a surface examination shall be performed on the area to be welded.
Procedure Qualification Record.
(b) The final weld surface and the band around the U) The average values of the three HAZ impact tests shall be equal to or greater than the average              area defined in pan. 1.0(d) shall be examined using values of the three unaffected base metal tests.                  a surface and ultrasonic methods when the completed weld has been at ambient temperature for at least 48 2.2 Performance Qualification                                hours. The. ultrasonic examination shall be in accordance Welding operators shall be qualified in accordance            with Appendix I3 with Section IX.                                                    (c) Areas from which weld-attached thermocouples have been removed shall be ground and examined using 3.0    WELDING PROCEDURE REQUIREMENTS                            a surface examination method.
(d) NDE personnel shall be qualified in accordance The welding procedure shall include the following            with IWA-2300.
requirements.                                                        (e) Surface examination acceptance criteria shall be (a) The weld metal shall be deposited by the auto-          in accordance with NB-5340 or NB-5350, as applicable.
matic or machine GTAW process.                                  Ultrasonic examination acceptance criteria shall be in (b) Dissimilar metal welds shall be made using A-            accordance with IWB-3000. Additional acceptance crite-No. 8 weld metal (QW-442) for P-No. 8 to P-No. 1,                ria may be specified by the Owner to account for 3, or 12 (A, B, or C) weld joints or F-No. 43 weld              differences in weld configurations.
metal (QW-432) for P-No. 8 or 43 to P-No. 1, 3, or 12 (A, B, or C) weld joints.
(c) The area to be welded shall be buttered with a          5.0 DOCUMENTATION deposit of at least three layers to achieve at least 1/8 in., overlay thickness as shown in Fig. 2, Steps I                    Use of this Case shall be documented on Form NIS-2.
through 3, with the heat input for each layer controlled to within +/-10% of that used in the procedure qualifica-          3Refer to the 1989 Edition with the 1989 Addenda and later Editions tion test. Particular care shall be taken in placement          and Addenda.
3 (N-638-1)
 
CASE (continued)
N-638-1                      CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Step 1: Deposit layer one with first layer weld parameters used in qualification.
(
Step 2: Deposit layer two with second layer weld parameters used in qualification. NOTE--
Particular care shall be taken in application of the second layer at the weld toe to ensure that the weld metal and HAZ of the base metal are tempered.
Step 3: Deposit layer three with third layer weld parameters used in qualification. NOTE:
Particular care shall be taken in application of the third layer at the weld toe to ensure that the weld metal and HAZ of the base metal are tempered.
Step 4. Subsequent layers to be deposited as qualified, with heat input lees than or equal to that qualified in the test assembly. NOTE:
Particular care shall be taken in application of the fill layers to preserve the temper of the weld metal and HAZ.
GENERAL NOTE: The illustration above is for similar-metal welding using a ferritic filler material.
For dissimilar-metal welding, only the ferritic base metal is required to be welded using steps 1 through 3 of the temperbead welding technique.
FIG. 2  AUTOMATIC OR MACHINE (GTAW) TEMPER BEAD WELDING 4 (N-638-1)
 
CASE (continued)
CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                N-638-1 Final ferritic weld layer to be removed by mechanical methods.
I GENERAL NOTE: For farritic filler metals the completed weld shall have at least one layer of weld reinforcement deposited. This reinforcement shall be removed by mechanical means, so that the finished surface of the weld is essentially flush with the surface of the component surrounding the repair.
FIG. 3    FINAL FERRITIC WELD LAYER 5 (N-638-1)
 
CASE N-639 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: September 24, 1999 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-639 Alternative Calibration Block Material Section XI, Division 1 Inquiry: What alternative to the requirements of Appendix 1, Supplement I and Section V, Article 4 for calibration block material may be used when blocks of the same material specification, product form, and heat treatment condition as the material to be' examined are not available?
Reply: It is the opinion of the Committee that, as an alternative to the requirements of Appendix 1, Sup-plement I and Section V, Article 4, when calibration blocks of the same material specification, product form, and heat treatment condition as the material to be examined are not available, calibration blocks fabricated from material of similar chemical analysis, tensile properties, and metallurgical structure may be used.
1108.25                        SUPP. 6 - NC
 
CASE N-641 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: January 17, 2000 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-641                                                      throughout the life of the component at each temperature Alternative Pressure-Temperature Relationship                  with KI from G-2214.1, Kh, from G-2214.3, and K1, and Low Temperature Overpressure Protection                    from Fig. G-2210-1.
System Requirements                                                The allowable pressure at any temperature shall be Section XI, Division I                                          determined as follows.
(a) For the startup condition, Inquir,: What alternatives to Appendix G-2215 may                  (1) consider postulated defects in accordance with be used for determination of pressure-temperature rela-        G-2120; tionships and low temperature overpressure protection                .(2) perform calculations for thermal stress intensity system effective temperatures and allowable pressures?          factors due to the specified range of heat-up rates from G-2214.3; Reply: It is the opinion of the Committee that, as                  (3) calculate the K1, toughness for all vessel beltline an alternative to Appendix G-2215, the following may            materials from G-2212 using temperatures and RTNDT be used.                                                        values for the corresponding locations of interest; and (4) calculate the pressure as a function of coolant inlet temperature for each material and location. The
-1000    INTRODUCTION                                          allowable pressure-temperature relationship is the mini-
-1100    Scope                                                mum pressure atany temperature determined from (a) the calculated steady-state (K,, = 0) results This Case presents alternative procedures for calculat-      for the 1/4 thickness inside surface postulated defects ing pressure-temperature relationships and low tempera-        using the equation:
ture overpressure protection (LTOP) system effective temperatures and allowable pressures. These procedures take into account alternative fracture toughness proper-ties, circumferential and axial reference flaws, and plant-                                  2Mm    R.
specific LTOP effective temperature calculations.
-2215    Allowable Pressure (b) the calculated results from all vessel beltline
-2215.1 Pressure-Temperature Relationship. The                  materials for the heatup stress intensity factors using the equations below provide the basis for determination            corresponding t/ 4 thickness outside-surface postulated of the allowable pressure at any temperature at the            defects and the equation:
depth of the postulated defect during Service Condi-tions for which Level A and Level B Service Limits are specified. In addition to the conservatism of these                                    Kj,- KI,,
assumptions, it is recommended that a factor of 2 be applied to the calculated KI values produced by pri-mary stresses. In shell and head regions remote from discontinuities, the only significant loadings are: (1)            (b) For the cooldown condition; general primary membrane stress due to pressure; and                  (1) consider postulated defects in accordance with (2) thermal stress due to thermal gradient through the          G-2120; thickness during startup and shutdown. Therefore, the                (2) perform calculations for thermal stress intensity requirement to be satisfied and from which the allow-          factors due to the specified range of cooldown rates able pressure for any assumed rate of temperature              from G-2214.3; change can be determined is:                                          (3) calculate the Kj, toughness for all vessel beltline materials from G-2212 using temperatures and RTNDr 2K,&#xfd; + K,, < K1,                    )    values for the corresponding location of interest; and lll                                                    SUPP. a - NC
 
CASE (continued)
N-641 CASEs OF ASME BOLER AND PRESSURE IvTSSEL'CODE p
(4) calculate the pressure as a function. of coolant                    (2) a coolant temperatureI corresponding -to a reac-inlet temperature for each material and location using                  tor vessel metal teomprature , for: all vessel beltline the equation:                                                          materials,                -is defined for :imsi, flaws as RT,*, + 4`F`- and T, is-4efined for inside circusnferenlio suWfa flaws a                      - 85'F; KI' - K),                                            ()a- coolanl -temperatmure' conresodg to a reac-tor vessel rnetlemerature2. for-.0 vessel belline materials, wjlre .. is ,calculated on.,a plant specific basis for the .xial and cirumferential reference flaws using the following equation:                -
The allowable pressure-temperature relationship is                      To = RTNDT + 50 ile((F. M. (pR1 / t))- 33.2) / 20.734) the minimum pressure at any temperature. determined from all vessel beftline materials for the cooldown                        where suess intensity factors using the corresponding %thick-ness inside-surface postulated defects.                                          F =1.1, accumulation. factor* for safety relief valves      . El
      -221 5.2 'Low Temperature Overpressure Protection                              M. = the 'value of M., determined in accordance System. Plants having LTOP systems may use the                                          wfth G-2214.1.
following temperature and pressure conditions to pro-                            p = vessel design pressure, ksi vide protection against failure during reactor startup                            R; =vessel inner radius, in.
and shutdown operation due to low temperature over-                                i = vessel wall thickness, in.
pressure events that have been classified Service Level A or B.                                                                    (b) LTOP System'Allowabe"Pressure.LTOP systems shall limit the maximum pressure in the vessel to 100%
(a) LTOP System Effective Temperature. The LTOP system effective temperature T, is the temperature at or above which the safety relief valves provide adequate of the pressure determined .to.satisfy Eq. (1) if Xk is used for determination of allowable, pressure, or 110%                  )
protection against nonductile failure. LTOP systems                    of the pressure determined to. satisfy Eq. (1) if K), is sha.l be effective below the higher, temperature deter-                used (as an alternative to KI,) for determination of mined in accordance with (J) and (2) below. Aterna-                    allowable pressure.
tively, LTOP systems shall be effective below the                      27be vessel metal temperate is the temperatur          a. distance one-highci itemperantre determined in accordance with (1)                  fourth of the vessel section thickmess'fhom the clad-base-neta) and (3) below.                                                          interface in the vessel beltdI  region. RT~r :is the highest adjusted (1) a coolant temperaturet of 200&deg;F;                              reference temperature, for weld or base uetal in the bettline region.
at a distance oe-foiurth of the vessel sacdon thicknes fronm the clad-base-metsi interface as dttenmiwed in accordance with Regitazoty
      'The coolant temperature is the reactor coolant inlet temperature.      Guide 1.99, Rev. 2.
K)
SUPP. a - NC                                                            J112
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                                N-647 Approval Date: December 8, 2000 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-647                                                                                  side requiring augmented examination shall be examined Alternative to Augmented Examination                                                        for wall thinning using an ultrasonic thickness measure-Requirements of IWE-2500                                                                    ment method in accordance with Section V, T-544.
Section XI, Division 1                                                                            (1) When ultrasonic thickness measurements are performed, grids not exceeding one foot square shall Inquiry: What alternative to the requirements of                                        be used. The number and location of the grids shall IWE-2500 may be used for augmented examination of                                          be determined by the Owner.
Class MC components and metallic liners of Class CC                                                (2) Ultrasonic thickness measurements shall be components?                                                                                used to determine the minimum wall thickness within each grid. The location of the minimum wall thickness Reply: It is the opinion of the Committee that the within each grid shall be marked or recorded such that following may be used as an alternative to the require-periodic reexamination can be performed in accordance ments of IWE-2500(c) (1989 Edition through the 1995 with the requirements of Table IWE-2500-1, Examina-Edition with the 1997 Addenda) or IWE-2500(b) and tion Category E-C (1989 Edition through the 1995 Table IWE-2500-1, Examination Category E-C (1998 Edition with the 1997 Addenda) or Table 1, Examination Edition through the 1998 Edition with the 2000 Ad-Category E-C (1998 Edition through the 1998 Edition denda).
with the 2000 Addenda). A sampling plan may be used Augmented examination of surface areas identified in IWE-1242 shall comply with the following criteria:                                      to determine the number and location of ultrasonic (a) Surface areas requiring augmented examination                                      thickness measurement grids within each contiguous
. that are accessible for visual examination shall be examined using a VT-I (1989 Edition through the 1995 Edition with the 1997 Addenda) or a detailed (1998 examination area, provided (a) acceptance of the examination area is based on a statistical confidence level of at least 95% that Edition with the 2000 Addenda) visual examination                                          95% of all grids within the examination area meet the method.                                                                                    acceptance standards of IWE-3500; (b) Surface areas requiring augmented examination                                                (b) grid locations are selected at random from that are not accessible for visual examination of the                                      within each examination area.
The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpret these rules when questions arise regarding their intent. This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and the inservice inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or S  other relevant documents.
I (N-647)
 
                                                                                                                . CASE N-648-1 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE
)
Approval Date: September 7, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-649-1                                                  required by Table IWB-2500-1, Examination Category Alternative Requirements for Inner Radius                    B-D, Item No. B3.20 or Item No. B3.100, for inservice Examinations of Class 1 Reactor Vessel Nozzles                examination of reactor vessel nozzles other than BWR Section XI, Division 1                                        feedwater nozzles and operational control rod drive return line nozzles.
Inquiry: What alternative to the inservice exarnina-          Crack-like surface flaws exceeding the acceptance S tion requirements of Table [WB-2500-1, Examination            criteria of Table IWB-3510-3 in the 1998 Edition are Category B-D may be used for reactor vessels?                unacceptable for continued service unless the reactor vessel meets the requirements of IWB-3142.2, IWB-Reply: It is the opinion of the Committee that a          3142.3, or IWB-3142.4. The component thickness, t, VT-I examination of the surface M-N shown in Figs.            to be applied in calculating the allowable surface flaw IWB-2500-7(a) through (d) in the 1998 Edition may            length, e, in Table IWB-3510-3 shall be selected as be performed in lieu of the volumetric examination            specified in Table IWB-3512-2.
9
/
1133                                                  SUPP. 3 - NC
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                                N-649 Approval Date: March 28, 2001 See Numeric index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-649                                                                                verify the leak-tight integrity of the affected pressure Alternative Requirements for IWE-5240 Visual                                              boundary, VT-3 visual examination (1989 Edition Examination                                                                                through the 1995 Edition with the 1997 Addenda) or Section X1, Division 1                                                                      general visual examination (1998 Edition through the 1998 Edition with the 2000 Addenda) shall be performed Inquiry: What alternative to the requirements of                                        during or after the pressure test on the areas affected TWE-5240 may be used for visual examination of                                            by the repair/replacement activity.
the pressure retaining boundary following a repair/                                            (b) Alternatively, following a repair/replacement ac-replacement activity?                                                                      tivity affecting the containment pressure boundary, when a pressure test (Type A, Type B, or Type C) is deferred, Reply: It is the opinion of the Committee that the                                      VT- 1 visual examination (1989 Edition through the following requirements may be used in lieu of those                                        1995 Edition with the 1997 Addenda) or detailed visual in TWE-5240 for visual examination following a repair/                                      examination (1998 Edition through the 1998 Edition replacement activity.                                                                      with the 2000 Addenda) shall be performed on the (a) Following a repair/replacement activity affecting                                  areas affected by the repair/replacement activity. When the containment pressure boundary, when a pressure                                          the pressure test is performed, the requirements of the test (Type A, Type B, or Type C) is performed to                                            above paragraph shall be met.
0 The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpret these rules when questions arise regarding their intent. This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels. transport tanks and nuclear components, S
and the inservica inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
1 (N-649)
 
CASE N-652 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 14, 2001 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-652 Alternative Requirements to Categories B-G-1, B-G-2, and C-D Bolting Examination Methods and Selection Criteria Section XI, Division 1 Inquiry: What alternative requirements may be used in lieu of the examination methods and selection criteria of Table IWB-2500-1, Examination Categories B-G-I and B..G-2, and Table IWC-2500-1, Examination Cate-gory C-D?
Reply: It is the opinion of the Committee that, as an alternative to the examination methods and selection criteria of, Table IWB-2500-1, Examination Categories B-G-I and B-G-2, and Table IWC-2500- 1, Examination Category C-D, Table 1, 2, and 3, respectively, may be used.
S 1145                              SUPP. 1 - NC
 
Ch C
I Z
U' 0
TABLE 1 EXAMINATION CATEGORIES EXAMINATION CATEGORY B-G-1, ALTERNATIVE RULES FOR PRESSURE RETAINING BOLTING, GREATER THAN 2 in. IN DIAMETER Extent and Frequency of Examinations        Deferral of Examination                                                                                  Examination Item                                            Requirements/                      Acceptance      1st Inspection      Successive Inspection  to End of No.              Parts Examined'                Fig. No. Examination Method2  Standard      Interval 3 *'"        Intervals 3,4,s,6    Interval
:5,.
Reactor VessMl                                                                          All bolts, studs,          Same as for 1st    Permissible B6.10  Closure Head Nuts                        Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517      nuts, bushings,            interval                      0 B6.20  Closure Studs                            IWB-2500-12    Volumetric          IWB-3515      threads in flange B6.40  T.ireads in Flange                        IWB-2500-12    Volumetric          IWB-3515      stud holes B6.50  Closure Washers, Bushings                Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517 w
0 Pressurizer                                                                              All bolts, studs,          Same as for 1st    Permissible  tyl B6.60  Bolts and Studs                          IWB-2500-12      Volumetric          IWB-3515      nuts, bushings            interval 7
B6.70  Flange Surface, when                                                                        and flange connection disassembled                Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517    surfaces B6.80  Nuts, Bushings, and Washers              Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517                                                                -u Steam Generators                                                                        All bolts, studs,          Same as for 1st    Permissible B6.90  Balts and Studs                          IWB-2500-12      Volumetric          IWB-3515      nuts, bushings,            interval 7
B6.100  Fiange Surface, when                                                                        and flange connection disassembled                Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517    surfaces B6.110  Nuts, Bushings, and Washers              Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517 0
Heat Exchangers                                                                          All bolts, stud;,          Same as for 1st    Permissible B6.120  Bolts and Studs                          IWB-2500-12      Volumetric          IWB-3515      nuts, bushings,            interval 7
86.130  Flange Surface,  when                                                                    and flange connection di5ssembled                Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517      surfaces B6.140  Nits, Bushins, and Washers                Surfaces        Visual, VT-1        IWB-3517 GENERAL NOTE: See Notes at end of Examination Category B-G-1.
0
 
9                                                                                          a TABLE 1 EXAMINATION CATEGDRIES (CONT'D)
EXAMINATION CATEGORY B-G-1, ALTERNATIVE RULES FOR PRESSURE RETAINING BOLTING, GREATER THAN 2 in. IN DIAMETER Extent and Frequency of Examinations            Deferral of Examination                                                                                                  Examination Item                                                      Requirements/                              Acceptance        1st Inspection      Successive Inspection        to End Df No.                    Parts Examined1                      Fig. No.        Examination Method2      Standard          lnterval5 1&#xfd;, /'        Intervals3,,, 5,6        Interval Piping                                                                                                    All bolts, studs,            Same as for 1st        Permisslbl.
86.150      B)lts and Studs                                IWB-2500-12      Volumetric                IWB-3515        nuts, bushings,            interval 7
86.160      F ange Surface, when connection                Surfaces          Visual, VT-1              IWB-3517        and flange disassembled                                                                                              surfaces B6.170      Nuts, Bushings, and Washers                    Surfaces          Visual, VT-1              IWB-3517 04 Pimps                                                                                                    All bolts, studs,          Same as for 1st        Permissible 86.180      B~lts and Studs                                IWB-2500-12      Volumetric                IWB-3515        nuts, bushings,            interval 7
B6.190      Flange Surface, when connection                Surfaces          Visual, VT-1              IWB-3517        and flange                                                      17" disassembled                                                                                              surfaces B6.200      Nuts, Bushings, and Washers                    Surfaces          Visual, VT-1              IWB-3517 PC Valves                                                                                                    All bolts, studs,            Same as for 1st      Permissibl?
B6.210      BAlts and Studs                                IWB-2500-12      Volumetric                IWB-3515        nuts, bushings,            interval 7
B6.220      Flange Surface, when coinection                Surfaces          Visual, VT-1              IWB-3517        and flange disassembled                                                                                              surfaces B6.230      Nits, Bushings, and Washers                    Surfaces          Visual, VT-1              IWB-3517 IT!
NOTES:
(1) Bolting may be examined:
(a) in *lace under tension; (b) wh.n the connection is disassembled; (c) when the boltirg is removed.
(2) When bolts or studs are removed for examination, surface examination meeting the acceptance standards of IWB-3515 may be substituted for volumetric examination.
(3) Bushincs and threads in base material of flanges are required to be examined only when the connections are disassembled. Bushings may be inspected in place.
(4) Volumetric examination of bolting for heat exchangers, pumps, or valves may be conducted on one heat exchanger, one pump, or one valve among a group of heat exchangers, pumps, or valves that are similar in design, type, aid function. In addition, when the component to be examined contains a group of tolted connections of similar design and size, such as flanged connections, the examination may be conducted on one bolted connection among the group.                                                                                            0 (5) Visual examination Dfbolting fo- heat exchangers, pumps, or valves is required only when the :omponenet is examinedunder Examination Category B-B, B-L-2, or B-M-2. Examination of a boted connection is required only once during the interval.
(6) The examination of flange bolting in piping systems may be limited to one bolted connection among a group of bolted connections that are similar n design, size, function, and Co        service.
Z0 V  (7) Examination includes 1 in. annular surface of flange surrounding each stud.
2
-U
-a                                                                                                                                                                                                U' N
 
Cf)
C 2
0 rM TABLE 2                                                                                                0.
EXAMINATION CATEGORIES EXAMINATION CATEGORY B-G-2, ALTERNATIVE RULES FOR PRESSURE RETAINING BOLTING, 2 in. AND LESS IN DIAMETER Examination                                                    Extent and Frequency of Examinations            Deferral of Item                                                    Requirements/ i                            Acceptance        1st Inspection      Successive Inspection    Examination to No.                    Parts Examined'                    Fig. No.      Examination Methoo        Standard            Interval 2'              Intervals"' 3      End of Interval I.,
Reactor Vessel B7.10        Bolts, Studs, and Nuts                        Surface          Visual, VT-1              IWB-3517        All bolts, studs,        Same as for :st          Not permissible and nuts                interval                                0 Pressurizer B7.20      Bolts, Studs, and Nuts                        Surface          Visual, VT-1              IWB-3517      All bolts, studs,        Same as for 1st          Not permissible and nuts                interval                                w Steam Generators B7.30        Bots, Studs, and Nuts                        Surface          Visual, VT-1              IWB-3517        All bolts, studs,        Same as for 1st          Not permissible and nuts                interval Heat Exchangers B7.40        Bots, Studs, aid Nuts                        Surface          Visual, VT-i              IWB-3517        All bolts, studs,        Same as for Ist          Notpermissible 00 and nuts                interval                              'U Piping B7.50        Bolts, Studs, and Nuts                      Surface          Visual, VT-1              IWB-3517        All bolts, studs,        Same as for Ist          Not permissible and nuts                interval Pumps B7.60        Bolts, Studs, and Nuts                      Surface          Visual, VT-1              IWB-3517        All bolts, studs,        Same as for Ist          Not permissible and nuts                interval                              tTI Valves B7.70        Bolts, Studs, and Nuts                      Surface          Visual, VT-1              IWB-3517        All bolts, studs,        Same as for ]st          Not permissible 0 and nuts                interval NOTES:
(1) Bolting is required to be examinec only when a connection is disassembled or bolting Is removed.
(2) For vessels, pumps, or valves, examination of bolting is required only when the component isexamined under Examination Category B-B, B-L-2, or B-N-2. Examination of a bolted connection is required only once during the interval.
(3) The examination of flange bolting in piping s)stems may be limited to one bolted connection among a group of bolted coinnectiors that are similar in design, size, function, and service. Examination is required only when the flange is disassembled. Examination of a bolted connection is required only once iuring the interval.
 
i                                                                                                                                          U                                            w TABLE 3 EXAMINATION CATEGORIES EXAMINATION CATEGORY C-D, ALTERNATIVE RULES FOR PRESSURE RETAINING BOLTING GREATER THAN 2 in. IN DIAMETER Examiration Item                                                            Requlrements/              Examination          Acceptance                                          Frequency of 1                                                            2                                                      3 4 No.                    Parts Examined                              Fig. YJo.                IVethod              Staidard        Extent of ExaminatIol'    ,      Examinations Pressure Vessels C4.10      Bclts and Studs                                          IWC-2500-6                Volumetric          IWC-3513      100% bolts and studs at each        Each inspection Dolted connection of con-          interval ponents required to be inspected Piing                                                                                                                                                                        0 C4.20      Bolts and Studs                                          IWC-2500-6                Vclumetric:        IWC-3513      100% bolts and studs at each        Each inspection Dolted connection of corn-          interval oonents required to be inspected w
Pumps 0
C4.30      Bolts and Studs                                          IWC-2500-6                Vlumetric          IWC-3513      100% bolts and studs at each        Each inspection I
bolted connection of corn-          interval ponents required to be Inspected Valves C4.40      Bolts and Studs                                          IWC-2500-6                Volumetric          IWC-3513      100% bolts and studs at each        Each inspection tYj bolted connection of corn-          interval ponents required to be inspected 0
NOTES:
(1) The examination may be performed on bolting in place under load or upon disassembly of the connection.
(2) When bolts or studs are remcved for exanination, surface examination meeting the acceptance standards of IWB-3515 may be substituted for volumetric examination.
(3) The examination of bolting for vessels, punps, or valves may be conducted on one vessel, one pump, or one valve among a group of vessels, pumps, or valves that are similar in design, size, function, and service. In addition, when the component to be examined contains a group of bolted connections of similar design and size such as flange connections, or manway covers, the examination may be conducted on one bolted connection among tie group.                                                        C, C  (4) The esamination cf flange bolting in pipirg systems may be limited to one bolted conneclion among a group of bolted connections that are similar in design, size, function, and service.
CL (5)The areas selected for the initial examination shall be reexamined inthe same sequence over the service lifetime of the component, to the extent practical.                              Z1 0
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                                    N-661
(                                                                      Approval Date: July 23, 2002 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-661                                                                                      (c) If the minimum required thickness of deposited Alternative Requirements for Wall Thickness                                                weld metal necessary to satisfy the requirements of 3.0 Restoration of Classes 2 and 3 Carbon Steel                                                is greater than the nominal thickness for the size and Piping for Raw Water Service                                                                schedule of the piping, the provisions of this Case Section XI, Division 1                                                                      shall not apply. In addition, the total thickness of filler metal applied over multiple repairs shall not exceed Inquiry: As an alternative to replacement or internal                                    the original nominal thickness of the piping.
7 weld repair, what requirements may be applied for wall thickness restoration of Classes 2 and 3 carbon steel raw water' piping systems that have experienced internal                                    2.0    INITIAL EVALUATION wall thinning from localized errosion, corrosion, cavita-tion, or pitting?                                                                              The material beneath the surface to which the weld overlay is to be applied shall be evaluated to establish Reply: It is the opinion of the Committee that areas                                    the existing average wall thickness and the extent and of Classes 2 and 3 carbon steel raw water piping                                            configuration of degradation to be reinforced by the experiencing internal wall thinning from localized ero-                                      weld overlay. The adjacent area shall be examined to sion, corrosion, cavitation, or pitting may have the wall                                    verify that the repair will encompass the entire defective thickness restored externally by means of a weld-                                            area. Consideration shall be given to the cause of deposited carbon or low-alloy steel reinforcement on                                        degradation. The extent of degradation in the piping, the outside surface of the piping in accordance with                                        shall be evaluated to ensure that there are no other the following requirements. Excluded from these provi-                                      unacceptable locations within the surrounding area that (4  sions are conditions involving corrosion-assisted crack-                                    could affect the integrity of the repaired piping. The ing or any other form of cracking.                                                          dimensions of the surrounding area to be evaluated shall be determined by the Owner, considering the type of degradation present. The effect of the repair on the piping, and any remaining degradation shall be evaluated 1.0 GENERAL REQUIREMENTS                                                                    in accordance with 1WA-4160.4 (a) The wall thickness restoration shall be performed in accordance with a Repair/Replacement        2            Plan satisfying the requirements of IWA-4150.                                                                3.0 DESIGN (b) The wall thickness restoration shall meet the                                      3.1    General Design Requirements requirements of IWA-4000, 3 except as stated in this (a) Unless otherwise established by theoretical or Case.
experimental analysis, or by proof testing as provided for in 3.3 or 3.4, the full thickness of the weld overlay 1Raw water is defined as water such as from a river, lake, or well shall extend a distance of at least s in each direction or brackish/salt water used in plant equipment, area coolers, and                          beyond the area predicted, over the design life of the                      5 heat exchangers. In many plants it is referred to as "Service Water."                      restoration to infringe upon the required thickness.
2 IWA-4140 in the 1989 Edition with the 1991 Addenda through 1995 Edition. IWA-4130 (Repair Program) in the 1989 Edition with                            4 the 1990 Addenda and earlier Editions and Addenda.                                            IWA-4150 in the 1989 Edition with the 1991 Addenda through 3
IWA-4000d7000 and IWC/IWD-4000/7000, as applicable, in the                                1995 Edition. IWA-4130 (Repair Program) in the 1989 Edition with 1989 Edition with the 1990 Addenda and earlier Editions and                                the 1990 Addenda and earlier Editions and Addenda.
Addenda.                                                                                    5Design thickness as prescribed by the Construction Code.
The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and inservice inspection for pressure Integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpret these rules when questions arise regarding their intent. This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, and the inservlce inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
I  (N-661)
 
CASE (continued)
N-661                          CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE u                          Lmit of branch reinforcement XFa 21/2 IRCEMENT FIG. I BRANCH REINFORCEMENT where                                                              (e) The effect of weld overlay application on interior S -/ 4 V4 Rtnom                                            coatings shall be addressed in the Repair/Replacement R = outer radius of the component                          Plan (previously Repair Program).
tnom= nominal wall thickness of the component 3.2  Design Edges of the weld overlay shall be tapered to the existing piping surface at a maximum angle ("a" in                The design of weld overlays not prequalified by 3.3, Fig. 1) of 45 deg. Final configuration of the reinforce-        3.4, or 3.5 shall be in accordance with the applicable ment shall permit the examinations and evaluations              requirements of the Construction Code or NC/ND-3100 required herein, including any required preservice or          and NC/ND-3600 (including Appendix I), and shall inservice examinations of encompassed or adjacent              consider the weld overlay as an integral portion of the welds.                                                          piping or component upon which it is applied (not as (b) The thickness shall be sufficient to maintain            a weld). The allowable stress values of the base metal required thickness for the predicted life of the repair,        shall apply to the design of the deposited weld metal.
and, except for the tapered edges, the overlay shall            The following factors shall be considered, as applicable, have a uniform thickness.                                        in the design and application of the reinforcement:
(c) The tensile strength of the weld filler metal for          (a) The shrinkage effects, if any, on the piping; the reinforcement shall be at least that specified for              (b) Stress concentrations caused by application of the base metal to which it is applied.                          the overlay or resulting from existing and predicted (d) The predicted maximum degradation of the over-            piping internal surface configuration; laid piping and the overlay over the design life of                (c) If flexibility analysis was required by the original the restoration shall be considered in the design. The          Construction Code, the effect of the weld overlay shall predicted degradation of the piping shall be based on          be reconciled with the original analysis. For rectangular-in situ inspection and established data for similar base        shaped overlays on piping designed to NC/ND-3650 metals. If the weld overlay is predicted to become              and aligned parallel or perpendicular to the axis of the exposed to the corroding medium, the predicted degrada-        piping, unless a lower stress intensification factor (SIF tion of the overlay shall be based upon established data        or i) is established, an SIF (i) of 2.1 shall be applied for base metals or weld metals with similar chemical            for overlays on straight pipe and adjacent welds. Also, composition to that of the filler metal used for the            a stress multiplier of 1.7 shall be applied to the SIF weld overlay.                                                  (i) for standard elbows; and an SIF (i) of 2.1 shall be 2 (N-661)
 
CASE (continued)
CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                  N-661
  ,C  applied for tees and branch connections when the toe              machining or grinding, without need for welding in a of the overlay is not less than 2 1/2  ,,        from any
                                                      -mnom              closure plug.
branch reinforcement in Fig. 1.                                      (c) The mockup weld overlay shall be applied in accordance with the design or specified configuration using the specified weld filler metal. Maximum section 3.3    Proof Test Qualification as a Piping Product thickness at the overlaid opening (weld metal plus base As an alternative to design, the configuration of weld        metal plug, or u + w) shall not exceed 87'/2% of the overlays may be qualified by performance of proof                nominal thickness of the piping.
testing of a mockup in accordance with the following                (d) Straight pipe equivalent to a minimum of one requirements:                                                    pipe diameter, or one-half diameter for piping over (a) A satisfactory mockup burst test shall qualify            NPS 14, shall be provided (butt-welded to the mockup, the design or configuration for application in the same          if necessary) beyond both ends of the overlay. The orientation on the same type of item, and the same                piping shall be capped, and the completed mockup
(      location on fittings, when the following conditions are          assembly shall be thoroughly vented and hydrostatically satisfied (see Fig. 1).                                          pressure tested to bursting. To qualify the design for (1) The base metal is of the same P-No. and                general application within the limits of 3.3(a), burst Group Number when impact properties are applicable,              pressure shall not be less than; as the base metal tested.
P  =  . .
2tW (2) The specified minimum tensile strength of the item does not exceed that specified for the base metal                                            D.
tested.
where (3) The average thickness of the overlay areas is P = minimum acceptable burst pressure, psi at least the thickness of the mockup plug, u.
t= minimum specified thickness (excluding manu-(4) The overlap on the full thickness of base metal,                  facturing tolerances) of the base metal being s, is at least that of the mockup.                                          tested, in.
(5) The transition angle at the outer edges of the            S., = reported actual tensile strength of the base metal overlay, a, is not greater than that of the mockup.                          being tested, psi (6) The overlay surface finish is similar to or                  D, = outside diameter of the pipe, in.
smoother than that tested.
(7) The maximum proportionate axial dimension,                (e) If flexibility analysis was required by the original LID, is not more than that tested.                                Construction Code, the effect of the weld overlay shall be reconciled in accordance with 3.2(c).
(8) The maximum proportionate circumferential dimension, CID, is not more than that tested.
(9) The nominal diameter is not less than one-            3.4 Proof Test Qualification for Specific half nor more than two times the diameter tested.                        Applications (10) The nominal thickness/diameter ratio, t/D, is            As an alternative to design by analysis or proof not less than one-half nor more than three times the              test qualification as a piping product, the design or tMD, ratio tested.                                                configuration of weld overlays may be qualified for (b) The mockup base shall consist of new base                limited service conditions using the provisions of NCI material of similar configuration, or type of item, as            ND-6900, "Proof Tests to Establish Design Pressure,"
the item to be overlaid. A rounded-corner segment of            except that component hydrostatic testing is not required the base material shall be removed to represent the              (other than as required by IWA-4000 3). The mockups maximum proportionate size (axial dimension of L and              shall be fabricated and tested in accordance with the circumferential dimension of C) and location of thinning          provisions of 3.3(b), (c), and (d), and shall be applied or pitting to be compensated for by the weld overlay.            in accordance with the provisions and conditions of A plug of the same base metal and of uniform thickness,          3.3(a). The provisions of 3.3(e) shall be met.
u, which shall not exceed the smallest average thickness on which the overlays will be permanently applied, 3.5    Prequalifled Design shall be full-penetration welded around the opening and flush with the outside surface of the piping. Alterna-            Application of weld overlays on straight pipe, portions tively, an equivalent volume of base metal may be                of tees not less than 21 2/Rtno from any branch rein-removed from the inside surface of the mockup by                  forcement in Fig. 1, standard elbows, and associated 3 (N-661)
 
CASE (continued)
N-661                                CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE welds to correct limited degradation shall be exempt                    5.0    INSTALLATION from the requirements of 3.2 through 3.4 provided all (a) The entire surface area to which the weld overlay of the following conditions are satisfied.
is to be applied shall be examined using the liquid (a) All the requirements of 3.1 apply.                              penetrant or magnetic particle method, with acceptance (b) The provisions of 3.3(e) shall be met.                          criteria in accordance with NC/ND-2500, NC/ND-5300 for the product form (base metal or weld) involved.
(c) The full thickness of weld overlay shall not (b) :If through-wall repairs are required to satisfy the exceed a maximum axial length of the greater of 6                        acceptance criteria, or result from application of the in. or the outside diameter of the piping.                              weld overlay, they shall be accomplished by sealing (d) The finished overlay shall be circular, oval, full-              with weld metal using a qualified weld 'procedure circumferential or rectangular in shape.                                suitable for open-root welding. This weld shall be examined in accordance with 5.0(a). In addition, the (1) For each repair, the maximum dimension com-first layer of overlay over the repaired area shall be pensated by a circular overlay shall not exceed 2/3 the examined in accordance with 5.0(a).
nominal outside diameter of the piping.
(c) Overlay weld metal shall be deposited using a (2) Rectangular overlays shall be aligned parallel                grove-welding procedure qualified in accordance with with or perpendicular to the axis of the piping, and                    Section IX and the Construction Code, or Section IX corners shall be rounded with radii not less than the                    and Section XI, IWA-4610 and either IWA-4620 or ovelay thickness.                                                        IWA-4650.7 The qualified minimum thickness specified (3) For oval overlays, the end radii shall not be                in the weld procedure does not apply 8 to the weld overlay or associated base metal repairs.
less than 3/4.Rj/',no, and the axis of the overlay shall (d) The surface of the weld overlay shall be prepared be aligned parallel with or perpendicular to the axis of the piping.                                                          by machining or grinding, as necessary, to permit performance of surface and volumetric examinations (e) The distance between toes of adjacent overlays                  required by 6.0. For ultrasonic examination, a surface shall not be less 'than tnom.                                            finish of 250 RMS or better is required.
6.0    EXAMINATION (a) The completed weld overlay shall be examined using the liquid penetrant or magnetic particle method and shall satisfy the surface examination acceptance criteria for welds of the Construction Code or NC/
4.0    WATER-BACKED APPLICATIONS                                        ND-5300.
(b) The weld overlay, including the existing piping (a) Manual application of overlays on water-backed                  upon which it is applied, shall be examined to verify piping shall be restricted to P-No. 1 base materials.                    acceptable wall thickness.
Welding of such overlays shall use the SMAW process                          (c) Weld overlays shall be volumetrically examined and low-hydrogen electrodes. In addition, the surface                    as base metal repairs when required by the Construction examination required in 6.0 shall be performed no                        Code, except as follows:
sooner than 48 hr after completion of welding. For                              (1) Weld overlays not exceeding 10 in. 2 surface such overlays consideration should be given to using                    area are exempt from volumetric examination.
a temper bead technique similar to that described in                            (2) Other weld overlays shall be exempt from IWA-4650. 6                                                              volumetric examination when the finished applied thick-(b) Piping with wall thickness less than the diameter                ness (w in Fig. 1) does not exceed:
of the electrode shall be depressurized before welding.                            (a) 1/ 3t for t <*/% in.
7 IWA-4500 and either IWA-4510 or IWA-4540 in the 1989 Edition 6
IWA-4540 in the 1989 Edition with the 1991 Addenda through            with the 1991 Addenda through 1995 Edition. IWA-4510 or IWE-4200 the 1995 Edition. IWE-4200 in the 1986 Edition with the 1988            in the 1986 Edition with the 1988 Addenda through 1989 Edition Addenda through the 1989 Edition with the 1990 Addenda. IWE-4320        with the 1990 Addenda. 1WB-4320 or 1WE-4320 in the 1986 Edition in the 1986 Edition with the 1987 Addenda and earlier Editions and      with the 1987 Addenda or earlier Editions and Addenda.
Addenda.                                                                OException to IWA-4000.
4 (N-661)
 
CASE (continued)
CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                            N-661
(                    (b) '/4 in. for 3/4 in. < t < 2'/2 in.
(c) The lesser of 3/8 in. or 10% of t for t >
7.0    INSERVICE EXAMINATION 2'/2 in.                                                            (a) The Owner shall prepare a plan for additional where                                                            examination to verify that minimum wall thickness is t= finished full-section thickness of compensated        not violated over the life of the repair. The frequency area (e.g., w + u in Fig. 1)                          and method of examination shall be determined based When volumetric examination is required, the full            on an evaluation of the degradation mechanism.
volume of the finished overlay, excluding the tapered              (b) The maximum expected life of the repair shall edges, but including the volume of base metal required          be two fuel cycles unless examinations during each of for the design life of the overlay, shall be examined            the two fuel cycles are performed to establish the using either the ultrasonic or radiographic method, and          expected life of the repair.
shall, to the depth at the surface of the existing piping, satisfy the acceptance criteria for weldments of the (Construction                Code or NC/ND-5300. The volume of the existing piping, beneath the weld overlay, taken credit for in the design, shall satisfy the volumetric acceptance criteria of NC/ND-2500, NC/ND-5300 for the product form, or IWA-3000. 9                                            8.0 DOCUMENTATION 9
IWA-3000 and IWB-3514 in the 1989 Edition with the 1990            Use of this Case shall be documented on an NIS-2 Addenda and earlier Editions and Addenda.                        Form.
5 (N-661)
 
CASE N-662 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE Approval Date: August 20, 2002 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-662                                                            3 LSS items. LSS nonclass items are outside the scope Alternative Repair/Replacement Requirements for                      of Section XI, and not addressed by this Case.
Items Classified in Accordance With Risk-Informed Processes                                                    2.0    FULL REQUIREMENTS Section XI, Division 1 All requirements of IWA-1400(n), IWA-4000, and Inquiry: What alternative requirements may be used                IWA-6210(e), shall be met.
in lieu of IWA-1320, IWA-1400(n), IWA-4000, and IWA-6210(e), for repair/replacement activities' on items              3.0    STRUCTURAL INTEGRITY and their associated supports (exclusive of core support                      REQUIREMENTS structures, and Class CC and MC items), when using The following requirements shall be met.
risk-informed classification criteria?
(a) IWA-4110 Scope.
Reply: It is the opinion of the Committee that as                      (b) .IWA-4120 Applicability, except the provisions an alternative to IWA-1320, IWA-1400(n), IWA-4000,                    of IWA-4120(a) are not applicable.
and IWA-6210(e), repair/replacement activities may be                    (c) For repair/replacement activities involving piping, performed in accordance with the following require-                  tubing (except heat exchanger tubing, and sleeves and ments, when the item (exclusive of core support struc-                welded plugs used for heat exchanger tubing), valves, tures, and Class CC and MC items) has been classified                and fittings, NPS 1 and smaller, and associated supports, in accordance with risk-informed classification criteria.            either 3.0(c)(1) or 3.0(c)(2) shall be met.
P 1.0 GENERAL REPAIR/REPLACEMENT ACTIVITY REQUIREMENTS (1) For LSS items, repair/replacement activities are exempt from all requirements, except that the item shall meet the technical requirements of the Construction (a) Requirements for the risk-informed classification              Code selected for use in accordance with this Case.
process are outside the scope of this Case.                                  (2) For HSS items, repair/replacement activities (b) Repair/replacement activities shall meet the fol-              shall meet the requirements of 3.0, except the require-lowing requirements, in accordance with the Edition                  ments to use the services of an Authorized Inspection and Addenda of Section XI specified in the Repair/                    Agency and the administrative requirements 4 of the Replacement Program, or in accordance with later Edi-                Construction Code of the item used in a repair/replace-tions and Addenda of Section XI as provided by IWA-                  ment activity need not be met.
4150(b). The references used in this Case refer to the (d) As an alternative to IWA-4142, the Repair/Re-2002 Addenda of Section XI. For use with other                        placement organization shall implement administrative Editions and Addenda of Section XI, refer to Table 2.
(c) The risk informed safety classification (RISC)
(i.e., High Safety Significant (HSS) or Low Safety                    2 Safety-related is defined as those structures, systems, and components Significant (LSS)), the safety-related (SR) or nonsafety-            that are relied upon to remain functional during and following design basis events to assure that (1) the integrity of the reactor coolant related (NSR) classification, 2 and the Code classification          pressure boundary; (2) the capability to shut down the reactor and of the item (i.e., Classes 1, 2, or 3 in accordance with              maintain it in a safe shutdown condition; or (3) the capability to IWA-1320 or nonclass) 3 shall be used to determine the                prevent or mitigate the consequences of accidents which could result in potential offsite exposures comparable to applicable guideline treatment requirements of this Case as specified in                  exposures.
Table 1.                                                              1 Nonclass items or their associated supports are items not classified (d) The scope of this Case is limited to Classes 1,                Classes 1, 2, 3, and MC, or CC in accordance with IWA-1320.
4 2, or 3 and nonclass HSS items, and Classes 1, 2, or                    Administrative requirements are those requirements that do not affect the pressure boundary or component support function. Examples include quality assurance, certification, Code Symbol Stamping, Data
  'The  term Repair/Replacement Activities contained in this Case      Reports, and Authorized Inspection. Technical requirements are distin-includes those terms previously known as Repair (IWA-4000), Re-      guished from administrative requirements and are those requirements placement (IWA-7000), and Modification (IWA-7000), in earlier        related to materials, design, fabrication, examination, or testing that Editions and Addenda of Section IX.                                  affect the pressure boundary or component support function.
1179                                                                  SUPP. 6 - NC
 
CASE (continued)
N-662 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE TABLE 1 RISC AND CODE CLASSIFICATIONS Classification                    Treatment                  Paragraph RISC- 1            Classes 1, 2, or 3    Full requirements                        2.0 HSS -SR            Nonclass              Structural integrity requirements        3.0 RISC - 2          Classes 1, 2, or 3    Structural integrity requirements        3.0.
HSS - NSR          Nonclass              Structural integrity requirements        3.0 RISC - 3          Classes 1, 2, or 3    Structural integrity requirements        3.0 LSS - SR          Nonclass              Not applicable                            1.0(d)
RISC - 4          Classes 1, 2, or 3    Structural integrity requirements        3.0 LSS - NSR          Nonclass              Not applicable                            1.0(d) controls for repair/replacement activities to ensure that                (1) Prior to returning the item to service, the' the requirements of this Case are met. The administrative        suitability of the item shall be determined. This evalua-controls shall meet IWA-4142 or shall be consistent              tion shall include an assessment of the effect of this with those required by the construction codes and                failure mechanism on. the risk categorization of the standards, or an alternative construction code and stan-          item. If the requirements for the original item are dard, applicable to that activity.                                determined to be deficient (e.g., improper material for (e) As an alternative to IWA-4141 Owner's Respon-            the service, inadequate provisions for erosion, inade-sibilities and IWA-4150 Repair/Replacemet Program                quate fatigue provisions), appropriate corrective, provi-and Plan, a plan shall be developed for each repair/              sions shall be included in the Owner's Requirements.
replacement activity. This plan may be contained in              Owner's Requirements shall be revised or updated in the normal work control documents for the site, as                accordance with IWA-4180(c).
long as the following are specified.                                      (2) An evaluation shall be performed to determine (1) Owner's Requirements, including a Construc-            if other items susceptible to the same failure mechanism tion Code Edition and Addenda, if specified, used for            require corrective actions performed to preclude a simi-the following:                                                    lar failure.
(a) construction of. the item to be affected by                (3) The evaluations in 3.0(f)(1) and 3.0(f)(2) shall the repair/replacement activity;                                  be documented and retained by the Owner.
(b) construction of the item to be installed by            (g) IWA-4170 Inspection. The ANII shall document the repair/replacement activity;                                acceptance of the repair/replacement activity. The spe-(c). performance of the repair/replacement ac-          cific documentation to be used shall be designated by tivity.                                                          the Owner and shall be accepted by the Authorized (2) The following items, when applicable to the            Inspection Agency.
specific repair/replacement activity, shall be docu-                (h) Completion of Form NIS-2 is not required.
mented.                                                              (i) Items used for repair/replacement activities shall (a) a description of any defects and nondestruc-        meet 3.0(i)(1), 3.0(i)(2), or 3.0(i)(3), and 3.0(i)(4), and tive examination methods used to detect those defects;            3.0(i)(5).
(b) the defect removal method;                                  (1) The requirements of the Construction Code (c) the applicable weld procedure, heat treat-          and Owner's Requirements shall be met as required ment, nondestructive examination, tests, and material            by IWA-4220.
requirements;                                                            (2) In lieu of the Construction Code requirements (d) the applicable examination, test, and accept-        of IWA-4220, the item shall meet the requirements (i.e.,
ance criteria to be used to verify acceptability.                administrative and technical) of one of the following (f) If the repair/replacement activity is being per-          alternative construction codes or standards applicable formed due to the item failing to satisfy structural              to that item: ASME, ANSI, AWS, AISC, AWWA, API-integrity requirements, an evaluation shall be performed          650, API-620, MSS-SPs, TEMA, and those standards as follow.                                                        referenced within these documents. Except for compo-1180 SUPP. 6 - NC
 
W                                    V                                            V                                W                                W TABLE 2 PARAGRAPH NUMBER CROSS REFERENCE FOR USE WITH EARLIER EDITIONS AND ADDENDA 1981 Winter Addenda 1995 Addenda through              1991 Addenda through              1988 Addenda through        1983 Winter Addenda      through 1983 Summer 2002 Addenda                      1995 Edition                      1990 Addenda            through 1987 Addenda            Addenda IWA-4110 Scope                      IWA-4110                            IWA-4110, IWA-7110      IWA-4110, IWA-7110            IWA-4110, IWA-7110 IWA-4120 Applicability              IWA-4120 [91A to 92E3, or            IWA-7400                IWA-7400                      IWA-7400 IWA-4111 [92A to 95E]
IWA-4140 Responsibility              IWA-4130, IWA-4920                  IWA-4130, IWA-7120      IWA-4130, IWA-7120            IWA-4130, IWA-7120 C12 IWA-4150 Repair/Replacement          IWA-4140, ]WA-4170                  IWA-4120, IWA-4130,    IWA-4130, IWA-7120, and        IWA-4130 Program and Plan                                                          IWA-7130              IWA-7130 added in the tW85A]
IWA-4160 Verification of            IWA-4150                            IWA-7220, IWA-4130      IWA-7220, IWA-4130            IWA-7220, IWA-4130 Acceptability IWA-4170 Inspection                  IWA-4160                            IWA-4140, IWA-7140      IWA-4140, IWA-7140            IWA-4140
                                                                                                                                                          =0 added in EW85A]
IWA-4180 Documentation              IWA-4910                            IWA-4800, IWA-7520      IWA-4700, IWA-7520            IWA-4700, IWA-7520 IWA-4220 Code Applicability          IWA-4170                            IWA-4120, IWA-7210      IWA-4120, IWA-7210            IWA-412O, IWA-7210 IWA-4300 Design                      IWA-4300 was added in                Not applicable          Not applicable                Not applicable the [95A]
IWA-4400 Welding, Brazing,            IWA-4200, IWA-4300                  IWA-4120, IWA-4200,    IWA-4120, IWA-4200,            IWA-4120, IWA-4200, Metal Removal, and                    through [93A], and                  IWA-4300, IWA-4400,    IWA-4300, IWA-4400,            IWA-4300, and Installation                          IWA-4170                            and IWB-4200 [88A to  and IWB-4200                    IWB-4200
                                                                                                                                                          *0 89A]
IWA-4411 (2001 Edition and            IWA-4170                            IWA-4120                ]WA-4120                      IWA-4120-2002 Addenda) IWA-4421
[97A to 00A] IWA-4410
[95A to 96AJ IWA-4500 Examination and Testing      IWA-4700, IWA-4800                  IWA-4600, IWA-4700      IWA-4400, IWA-4500            IWA-4400, IWA-4500 IWA-4530 Preservice Inspection        IWA-4820                            IWA-4600, IWA-7530      IWA-4500, IWA-7530            IWA-4500, IWA-7530 and Testing IWA-4540 Pressure Testing            IWA-4700                            IWA-4700                IWA-4400                      IWA-4400 IWA-4600 Alternative Welding          IWA-4500                            IWA-4500                IWB-4300                      IWB-4300 Methods 0
IWA-4700 Heat Exchanger Tubing        IWA-4400                            IWB-4200, IWB-4300      IWB-4400                      IWB-4400
[90A]
CL GENERAL NOTE: All subarticle and subsubarticle references are to IWA, unless otherwise noted.
C Co Z
0
 
CASE' (continued)
N-662 CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE nents, the material, fabrication, and examination require-      and is accepted by analysis, evaluation or testing, and ments of the Construction Code used for the replacement          documented in accordance with IWA-4300, except for item shall be reconciled against the design of the              *the requirements to meet the Construction Code or item on which the repair/replacement activity is being          Owner's Requirements. Use of this option is subject performed. When installing a piping subassembly to              to the following limitations:
alternative codes or standards, the reconciliation shall                  (a) The repair/replacement activity may remove be performed from piping anchor to piping anchor,
* and install material, parts, components, and piping encompassing the subassembly.                                    subassemblies, subject to the following limitations.
(3) In lieu of the requirements of IWA-4220, when                    (1) The repair/replacement activity may not the Construction Code is Section III, material, parts,          install a component (i.e., vessel, pump, valve, storage piping subassemblies, and component supports used                tank, or piping system), unless the component meets
    'or repair/replacement activities may be fabricated or manufactured and supplied in accordance with the technical requirements of Section III and the administra-the requirements of 3.0(i);
(2) The repair/replacement activity may not install a, piping subassembly (i.e., a 'section of piping G
tive requirements of an applicable alternative construc-        system consisting of fittings and pipes or tubes fabricated tion code or standard in 3.0(c)(1) and 3.0(c)(2). These          as subassemblies in a shop or in the field before being provisions shall not be used for construction of compo-          installed in a nuclear power system), unless the piping nents.                                                          subassembly meets the requirements of 3.0(i).
(4) Regardless of the above selected option, the                  (b) It is not practical to perform the repair/
fracture toughness requirements of the original Con-            replacement activity in accordance with IWA-4400 or struction Code, or later Edition or Addenda of the              an alternative construction code or standard in 3.0(i)(2),
Construction Code, of the item being replaced shall              due to the fact that 'the repair/replacement activity be met.                                                          would result in one of the following:
(5) Owner's Requirements may be revised by rec-                      (1) the unit being shut down; onciliation in accordance with IWA-4220; however, the                        (2) significantly increasing daily or cuimula-justification cannot be based solely on the item being          tive plant risk, as determined and documented by the classified LSS.                                                  Owner, based on analysis of the maintenance to be (j) IWA-4300 Design, except that the evaluation or          performed during the repair/replacement activity (e.g.,
reanalysis, review, and certification shall be performed        10CFR 50.65(a)(4)).
to the requirements of the Construction Code selected                      (c) The item shall meet its original Construction for the item in accordance with this Case.                      Code or 3.0(k)(1), prior to returning the item to service (k) IWA-4400 Welding, Brazing, Metal Removal, and            following the next refueling outage or system outage Installation. As an alternative to meeting the Construc-        of sufficient duration to allow the repair/replacement tion Code of the item as required in IWA-4411, 3.0(k)(1)        activity to be performed.
or 3.0(k)(2) shall be met:                                          (1) IWA-4500 Examination and Testing, except as (1) The requirements of an alternative construction      follows:
code or standard in 3.0(c)(1), 3.0(c)(2) applicable to                (1) Examination and testing shall be performed in that item. If an alternative construction code or standard      accordance with the Construction Code selected in is used, welds shall meet the design requirements (e.g.,        accordance with this Case and the Owner's Require-joint efficiency factors, examination) of that construction      ments.
code or standard. When installing an item constructed                  (2) Preservice examinations shall be .performed in to an alternative construction code or standard into an          accordance with the requirements applicable to inservice existing component, the installation requirements shall          inspection of the item selected for examination (e.g., use be those of the Construction Code for the item on which          of risk-informed inservice inspection Cases). Preservice the repair/replacement activity is being performed, or          examinations shall be performed prior to return of the the Construction Code of the item being installed.              system to service and may be performed prior to or (2) Alternative design and materials may be used          following any required pressure tests.
for repair/replacement activities performed on RISC-2                (3) Unless exempted by IWA-4540, a system leak-nonclass items as long as the as-left (i.e., returned-to-      age test shall be performed in accordance with IWA-service) configuration provides reasonable assurance            5000 (1991 Addenda or later) prior to, or as part of, that the affected item will perform its intended function      returning the item' to service.
1182 SUPP. 6 - NC
 
Gal lx NCHOLD$663            12-04-02 13:05:19 Approval Date: September 17, 2002 Expiration Date: September 19, 2005 Case N-663 Alternative Requirements for Class 1 and 2 Surface Examinations Section XI, Division 1 Inquiry: What alternative to the surface examination requirements for piping welds of Examination Catego-ties B-F, B-J, C-F-i, and C-F-2 may be used?
Reply: It is the opinion of the Committee that in lieu of the surface examination requirements for piping welds of Examination Category B-F (NPS 4 and larger),
B-J (NPS 4 and larger), C-F-i, and C-F-2, surface examinations may be limited to areas identified by the Owner as susceptible to outside surface attack.
Susceptibility to outside surface attack shall be deter-mined in accordance with Table 1.
Examination Category B-F less than NPS 4 and Examination Category B-J less than NPS 4 shall be examined in accordance with IWB-2500.
All areas identified as susceptible to outside surface attack shall be examined during each interval. The requirements of IWB-241 1, IWB-2412, IWC-241 1, and IWC-2412, as applicable, shall be met. Acceptance standards shall be in accordance with IWB-3514 or IWC-3514, as applicable. The areas shall be reexamined in the same sequence, during subsequent inspection intervals over the service lifetime of the piping item, to the extent practical.
 
Gal lx      NCHOLD663A    12-04-02 13:09:22 TABLE 1 SUSCEPTIBILITY CRITERIA Mechanism                                            Criteria External chloride    " austenitic stainless steel base metal, welds, or heat affected zone (HAZ),
stress corrosion      and cracking            " operating temperature > 150 0 F, and
                      " a piping outside surface is within five pipe diameters of a probable leak path (e.g., valve stem) and is covered with nonmetallic insulation that is not in compliance with U.S. NRC Regulatory Guide 1.36 (e.g., chloride content) or equivalent requirements or
                      " austenitic stainless steel base metal, welds, or HAZ, and
                      " a piping outside surface is exposed to wetting from a concentrated chloride-bearing environment (e.g., seawater, brackish water, brine)
Other outside surface Items identified as susceptible to outside surface attack by a plant-specific initiated              service history review. This review should include plant-specific processes mechanisms            and programs that minimize chlorides and other contaminants.
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                                N-695 S                                                                      Approval Date: May 21, 2003 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-695                                                                                  the examination procedure is applicable. Pipe diameters Qualification Requirements for Dissimilar Metal                                              within / in. (13 mm) of the nominal diameter shall Piping Welds                                                                                be considered equivalent. Pipe diameters larger than Section XI, Division 1                                                                      24 in. (610 mm) shall be considered to be flat. When a range of thicknesses is to be examined, it thickness Inquiry.,: What alternative to the requirements of Ap-                                  tolerance of +/- 25% is acceptable.
pendix VIII, Supplement 10, may be used for qualifica-                                          (d) The specimen set shall include examples of the tion requirements for dissimilar metal piping welds?                                        following fabrication conditions:
(1) geometric and material conditions that normally Reply: It is the opinion of the Committee that as                                      require discrimination from flaws (e.g., counterbore or an alternative to the requirements of Appendix VIII,                                        weld root conditions, cladding, weld buttering, remnants Supplement 10. the following requirements may be used.                                      of previous welds, adjacent welds in close proximity, weld repair areas);
I    SCOPE                                                                                          (2) typical limited scaning surface conditions shall be included as follows:
This Case is applicable to dissimilar metal piping (a) for outside surface examination, weld welds examined from either the inside or outside surface.
crowns, diametrical shrink, single-side access due to This Case is not applicable to piping welds containing nozzle and safe end external tapers; supplemental corrosion resistant clad (CRC) applied to (b) for inside surface examinations, internal ta-mitigate intergranular stress corrosion cracking (IGSCC).                                                                                    pers. exposed weld roots, and cladding conditions.
(e) Qualification requirements shall be satisfied sepa-rately for outside surface and inside surface examina-2    SPECIMEN REQUIREMENTS                                                                  tions.
Qualification test specimens shall meet the require-ments listed herein, unless a set of specimens is designed to accomodate specific limitations stated in the scope                                      2.2    Flaw Location of the examination procedure (e.g., pipe size, weld joint configuration, access limitations). The same speci-                                      At least 80% of the flaws shall be contained wholly in weld or buttering material. At least one and no mens may be used to demonstrate both detection and sizing qualificatlion.                                                                      more than 10% of the flaws shall be in ferritic base material. At least one and no more than 10% of the flaws shall be in austenitic base material.
2.1      General The specimen set shaJl conform. to the following requirements'                                                                              2.3      Flaw Type (a) The minimum number of flaws in a specimen set shall Ibe ten.                                                                              (a) At least 60% of the flaws shall be crack, and
(:r)Specimens shall have sutfficient volume to mini-                                    the remainder shall be alternative flaws. Specimens mize spurious reflections that may interfere with the                                      with IGSCC shall be used when available. Alternative interpretation process.                                                                    flaws shall met the following requirements:
(c) The specimen set shall include the minimum and                                              (1) Alternative flaws, if used, shall provide crack-maximum pipe diameters and thicknesses for which                                            like reflective characteristics and shall only be used t The Committee's function isio estao*ish ruaes of safety. relating only to pressure integrity, governing the contstruction, of bolors, pressure vessels, transport tanks and nlearr Components, and inserdce inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpre these rules when questions erise regarding their int.nt. This Code does not address other safety issues reatting to the conartructin of boilers, pressure veseels, transport tanks and nuciear com*onents, and the inse*tce inspection of nuclear c&#xfd;mponents and    oransport tanks. Thne use of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regufations or
_ doculmentts.                                                                                      ___
other relevant              _
I  (V-695)
 
CASE (continued)
N-695                            CASES OF ASMF. BOILER~ AND PRESStikE VESSEL CODE.
when implantation of cracks would produce spurious reflectors that are uncharacteristics of service-induced 3.1    Detection Test (a) The specimen. set shall include detection speci-0 flaws.
mens that meet the following requirements.
(2) Alternative flaws shall have a tip width no more than 0.002 in. (0.50 mim).                                        (1) Specimens shall be divided into grading units.
(b) At least 50% of the flaws shall be coincident                      (a) Each grading unit shall include at least 3 with areas described in 2,1(d).                                  in. (76 rmm) of weld length.
(b) The end of each flaw shall be separated from an unflawed grading unit by at least 1 in. (25 2.4 Flaw Depth                                                  mm) of unflawed material. A flaw may be less than All flaw depths shall be greater than 10% of the            3 in. (76 amm) in length.
nominal pipe wall thickness. Flaw depths shall exceed                    (c) The segment of weld length used in one the nominal clad thickness when placed in cladding.            grading unit shall not be used in another grading unit.
Flaws in the specimen set shall be distributed as follows:                (d) Grading units need not be anifornny spaced Flaw Depth                Minimum                  around the pipe specimen,
(% Wall Thickiiess)      Numher of Flaws                      (2) Personnel performance demonstation detection 10-30%                    20%                    test sets shall be selected from Table I. The number 31-60%                    20%                    of unflawed grading units shall be at least 11,2 times 2)0%
61-100%
the number of flawed grading units.
At least 75% of the flaws shall be in the range of                  (3) Flawed and unflawed grading units shall be 10 to 60% of wall thickness.                                    randomly mixed.
(b) Examination equipment and personnel are quali-2.5    Flaw Orientation                                        fied for detection when personnel performance demon-strations satisfy the acceptance criteria of Table I for (a) For other than sizing specimens at least 30%            both detection and false calls.
and no more than 70% of the flaws, rounded to the next higher whole number, shall be oriented axially.
The remainder of the flaws shall be oriented circumfer-          3.2    Length-Sizing Test entially.
(b) Sizing specimens shall meet the following require-          (a) Each reported circumferential flaw in the detec-Ments.                                                          tion test shall be length-sized.
(U) Length-sizing flaws shall be oriented circumfer-          (b) When the length-sizing test is conducted in con-enriaily.                                                        junction with the detection test, and less than ten (2) Depth-sizing flaws shall be oriented as in            circumferential flaws are detected, additional specimens 2.5(a).                                                          shall be provided to the candidate such that at least ten flaws are sized. "lTne regions of each specimen containing a flaw to be sized may be identified to the 3    PERFORMANCE DEMONSTRATION                                  candidate, The candidate shall determine the length of Personnel and procedure performance demonstration tests shall be .conducted according to the following the flaw in each region.
(c) For a separate length-sizing test, the regions of 0
each specimen containing a flaw to be sized may be requirements.
identified to the candidate. The candidate shall determine (a) For qualifications from the outside surface, the the length of the flaw in each region.
.'pecimen inside surface and specimen identification (d) Examination procedures, equipment, and person-shall be concealed from the candidate. When qualifica-nel are qualified for length-sizing when the RMS error tions are performed from the inside surface, the flaw of the flaw length measurements, as compared to the location and specimen identification shall be obscurred true flaw lengths, do not exceed 0.75 in. (19 mm).
to maintain a "blind test." Al1 examinations shall be completed prior to grading the results and presenting the results to the candidate. Divulgence of particular          3.3    Depth-Sizing Test specimen results or candidate viewing of unmasked specimens after the performance demonstration is pro-hibited.
(a) The depth-sizing test may be conducted separately or in conjunction with the detection test. For a separate  0 2 (N-695)
 
CASE CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE                                                                N-696 Approval Date: May 21, 2003 See Numeric Index for expiration and any reaffirmation dates.
Case N-696                                                                                      (b) The specimen set shall include the minimum and Qualification Requirements for Appendix VIII                                                maximum pipe diameters and thicknesses for which Piping Examinations Conducted From the Inside                                                the examination procedure is applicable. Applicable Surface                                                                                      tolerances are provided in Supplements 2, 3, and 10.
Section XI, Division I                                                                          (c) The specimen set shall include examples of the following fabrication conditions:
Inquiry: What alternatives to the requirements of                                              (1) geometric and material conditions that normally Appendix VIII, may be used to complete Supplements                                          require discrimination from flaws (e.g., counterbore or 2, 3, and 10 qualifications for piping examinations that                                    weld root conditions, cladding, weld buttering, remnants are conducted from the inside surface?                                                      of previous welds, adjacent welds in close proximity, and weld repair areas);
Reply: It is the opinion of the Committee that as                                              (2) typical limited scanning surface conditions an alternative to the requirements of Appendix VIII,                                        (e.g., internal tapers, exposed weld roots, and cladding Supplements 2, 3, and 10, performed from the inside                                          conditions).
surface the following requirements may be used to expand successful Supplement 10 qualifications in con-junction with selected aspects of Supplements 2 and 3.                                      2.2    Supplement 2 Flaws (a) At least 70% of the flaws shall be cracks, and 1 SCOPE                                                                                    the remainder shall be alternative flaws.
(bWSpecimens with IGSCC shall be used when This Case is applicable to wrought austenitic, ferritic and dissimilar metal piping welds examined from the                                          available.
inside surface. This Case provides for expansion of                                              (c) Alternative flaws, if used, shall provide crack-Supplement 10 qualifications to permit coordinated qual-                                    like reflective characteristics and shall comply with the ification for Supplements 2 and 3.                                                          following:
(1) Alternative flaws shall be used only when implantation of cracks produces spurious reflectors that 2 SPECIMEN REQU!REMENTS                                                                      are uncharacteristic of service-induced flaws.
(2) Alternative flaws shall have a tip width of no Qualification test specimens shall meet the require-more than 0.002 in. (0.05 mm).
ments listed herein, unless a set of specimens is designed to accommodate specific limitations stated in the scope
, of the examination procedure (e.g., pipe size, access limitations). The same specimens may be used to demonstrate both detection and sizing qualification.
2.3    Supplement 3 Flaws Supplement 3 flaws shall be mechanical or thermal fatigue cracks.
2.1      General The specimen set shall conform to the following 2.4      Distribution requirements.
(a) Specimens shall have sufficient volume to mini-                                        'The specimen set shall contain a representative distri-mize spuriousreflections that may interfere with the                                        bution of flaws. Flawed and unflawed grading units interpretation process.                                                                    shall be randomly mixed.
The Committee's function is to establish rules of safety, relating only to pressure integrity, governing the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components. and inservice inspection for pressure integrity of nuclear components and transport tanks, and to interpret these rules when questions arise regarding their intent. This Code does not address other safety issues relating to the construction of boilers, pressure vessels, transport tanks and nuclear components, And the inservice inspection of nuclear components and transport tanks. The user of the Code should refer to other pertinent codes, standards, laws, regulations or other relevant documents.
I (N-696)
 
CASE (continued)
N-696                            CASES OF ASME BOILER AND PRESSURE VESSEL CODE 3    PERFORMANCE DEMONSTRATION Personnel and procedure performance demonstration is being tested, the regions of each specimen containing a flaw to be sized may be identified to the candidate.
I The candidate shall determine the length of the flaw tests shall be conducted according to the following              in each region.
requirements.
(e) Supplement 2 or Supplement 3 examination pro-(a) The same essential variable values, or, when cedures, equipment, and personnel are qualified for appropriate, the same criteria for selecting values as          length-sizing when the flaw lengths estimated by ultra-demonstrated in Supplement 10 shall be used.
sonics, as compared with the true lengths, do not exceed (b) The flaw location and specimen identification          0.75 in. (19 mm) RMS, when they are combined with shall be obscurred to maintain a "blind test."                  a successful Supplement 10 qualification.
(c) All examinations shall be completed prior to grading the results and presenting the results to the candidate. Divulgence of particular specimen results or        3.3    Depth-Sizing Test candidate viewing of unmasked specimens after the performance demonstration is prohibited.                            The coordinated implementation shall include the following requirements for personnel depth-sizing quali-fication.
3.1    Detection Test (a) The specimen set for Supplement 2 qualification (a) The specimen set for Supplement 2 qualification        shall include at least four circumferentially oriented shall include at least five flawed grading units and ten        flaws in austenitic material.
unflawed grading units in austenitic piping. A maximum              (b) The specimen set for Supplement 3 qualification of one flaw shall be oriented axially.                          shall include at least three flaws in ferritic material.
(b) The specimen set for Supplement 3 qualification              (c) For a separate depth-sizing test, the regions of shall include at least three flawed grading units and          each specimen containing a flaw to be sized may be six unflawed grading units in ferritic piping. A maximum        identified to the candidate. The candidate shall determine of one flaw shall be oriented axially.                          the depth of the flaw in each region.
(c) Specimens shall be divided into grading units.              (d) Supplement 2 or Supplement 3 examination pro-(1) Each grading unit shall include at least 3 in.      cedures, equipment, and personnel are qualified for (76 mm) of weld length.                                        depth-sizing when the flaw depths estimated by ultrason-(2) The end of each flaw shall be separated from        ics, as compared with the true depths, do not exceed an unflawed grading unit by at least I in. (25 mm)              0.125 in. (3 mm) RMS, when they are combined with of unflawed material. A flaw may be less than 3 in.            a successful Supplement 10 qualification.
(76 mm) in length.
(3) The segment of weld length used in one grading unit shall not be used in another grading unit.                4    PROCEDURE QUALIFICATION (4) Grading units need not be uniformly spaced Procedure qualification shall include the following around the pipe specimen.
additional requirements.
(d) All grading units shall be correctly identified as being either flawed or unflawed.                                    (a) The specimen set shall include the equivalent of at least three personnel performance demonstration test sets. Successful personnel performance demonstration 3.2      Length-Sizing Test may be combined to satisfy these requirements.
(a) The coordinated implementation shall include the            (b) Detectability of all flaws in the procedure qualifi-following requirements for personnel length-sizing qual-        cation test set that are within the scope of the procedure ification.                                                      shall be demonstrated. Length and depth sizing shall (b) The specimen set for Supplement 2 qualification        meet the requirements of 3.1, 3.2, and 3.3.
shall include at least four flaws in austenitic material.          (c) At least one successful personnel performance (c) The specimen set for Supplement 3 qualification        demonstration shall be performed.
shall include at least three flaws in ferritic material.            (d) To qualify new values of essential variables, (d) Each reported circumferential flaw in the detec-        at least one personnel performance demonstration is tion test shall be length sized. When only length-sizing        required. The acceptance criteria of 4(b) shall be met.
2 (N-696)
 
EntL***erW'' EntergyIP-RPT-06-00097 Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR Rev. 0 Nuclear Northeast  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX B Relief Requests
 
Ask Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Plan - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Appendix B1 RELIEF REQUEST
 
==SUMMARY==
INDEX Fressurnzer sneii to neaa, circun            NKU  i-<eiieT urantea uate: KKU1 V I-e examination wiii and longitudinal welds.                      Pending approval.            be performed during system ASME Cat. B-B, Ref. IWB-2500                                                leakage test.
RR-02      Regenerative Heat Exchanger                  NRC Relief Granted Date: RR02 Use of Code Case N- ISI Program Circumferential Welds, Tubesheet to shell      Pending approval.            706, VT-2 examination will welds, Nozzle to Vessel Welds and Nozzle                                    be performed during system Inside radius.                                                            leakage test.
ASME Cat. B-B, B-D. Ref. IWB-2500.
RR-03      Relief from leakage testing of 1," and less  NRC Relief Granted Date: RR03 VT-2 examination will ISI Program vent and drain lines and valves.              Pending approval,            be performed during system leakage test.
RR-04      Relief from Supplement 10, App. VIII, Sec. NRC Relief Granted Date: RR04 Use of alternative        ISI Program XI for examination of dissimilar metal (DM)    Pending approval.            PDI program requirements welds. ASME Category B-F Welds.                                            for implementation of Appendix VIII, Supplement 10.
RR-05      Risk-Informed ISI (relief from B-F & B-J      NRC Relief Granted Date: RR05 Alternative                ISI Program exam. requirements) [Code Case N-578-1].      Pending approval,            requirements for non-Ref. EPRI TR-112657.                                                      destructive examination of Class I piping weld components in ASME Categories B-F and B-J.
RR-06      Extend the Third 10 year Interval for the    NRC Relief Granted Date: RR06 To extend RV              ISI Program RPV Weld Examination for one more cycle      Pending approval,            examinations for one to allow for submitting 10 - 20 year RPV                                    refueling cycle.
relief Request.
ASME Category B-A Item B1.11 ASME Category B-A Item B1.12 ASME Category B-A Item B1.22 ASME Category B-A Item B13.30 ASME Category B-D Item B3.90 ASME Category B-D Item B3.100 RR-07      Reactor Vessel Head Weld Repairs per          NRC Relief Granted Date: RR07 (B4.12 & B4.13)            ISI Program Construction Code is ASME III, 1965          Pending approval.            Various alternative of weld Edition, through the Summer 1965 Addenda,                                  repair methods in lieu of including Code Cases 1332, 1335, 1339,                                    ASME Code requirements.
and 1359. Per IWA-4221 for reactor vessel head penetration repairs, Entergy will follow the applicable requirements of the ASME Section III in conjunction with other methods.
O\lSl\Reliefl~equestlndexRev.0.xls                                                                                    2/27/2007 1 of 1                                                  Revision 2
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-01 REVISION 0 (Page 1 of 2)
Relief Requested In Accordance with 10 CFR 50.55a(g)(5)(iii)
Inservice Inspection Impracticality
: 1. ASME Code Component(s) Affected Class:                    1
 
==References:==
IWB-2500- 1, Category B-B, Figure IWB-2500- 1 and 2 Examination Category:    B-B Item Numbers:            B2.11, B2.12
 
== Description:==
Inspection of Pressurizer Shell-To-Head Circumferential and Longitudinal Welds Component Numbers:        PZRC-5 and PZRL-4 (Shell-to-Upper Head)
Reference Drawings:      A206918
 
===2. Applicable Code Edition and Addenda===
The Code of Record for Indian Point Unit 2 Inservice Inspection Fourth Interval is the ASME Section XI Code, 2001 Edition including the 2003 Addenda.
 
===3. Applicable Code Requirement===
Table IWB-2500-1 Category B-B, Note 4 requires the volumetric examination coverage stipulated by Figures IWB-2500-1 and 2 be performed on 100% of the Code Class 1 circumferential welds and the adjoining 1 foot section of the longitudinal welds.
: 4. Impracticality of Compliance Pursuant to 10 CFR 50.55a(g)(5)(iii), relief is requested on the basis that compliance with the Code requirement is impractical. The pressurizer (PZR) was designed and fabricated to Codes in effect during the late 1960's and did not incorporate the clearances needed for the examination of these welds. The pressurizer was installed and insulated, the concrete biological shield was installed, and then all the piping in the top of the pressurizer was welded to the annular area between the vessel and the biological shield wall measures about eight inches, of which half is filled with asbestos insulation.
The Design Codes used at the time did not provide for full access for inservice inspection as required by later Codes.
The upper circumferential (PZRC-5) and longitudinal (PZRL-4) welds are enclosed in a biological and missile shield and are therefore completely inaccessible for volumetric examination. The shell-to-bottom head circumferential and longitudinal welds (PZRC-1 and PZRL-1) will be examined in accordance with IWB-2500-1 requirements.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-01 REVISION 0 (Page 2 of 2)
: 5. Impracticality of Compliance In order to gain access to the PZR shell-to-head welds to perform the code required volumetric examinations, the PZR system and piping would have to be re-designed (which includes re-routing of the piping at the top of the PZR, removal of the asbestos insulation on the PZR, and the removal and enlargement of the concrete biological shield surrounding the PZR. This type of system modification can only be accomplished with an extended shutting down of the plant).
: 6. Proposed Alternative and Basis for Use Entergy proposes to visually examined (VT-2) the upper circumferential (PZRC-5) and longitudinal (PZRL-4) each refueling outage for evidence of leakage during system pressure tests performed in accordance with IWB-2500, Category B-P, and Code Case N-498-4.
Basis for Use:
It is expected that any through wall defects would be detected by this examination prior to the failure of the pressurizer based on the expectation that the component will experience leakage before a catastrophic failure ("leak before break").
The level of inspections proposed for the Fourth interval has been in effect for the first three inspection intervals. Based on the reliable operating history of this IP2 vessel, and similar vessels at other PWR plants, the performance of VT-2 examinations for leakage, granting of this relief request will not decrease the overall level of quality and safety of this component.
: 7. Duration of Proposed Alternative Relief is requested for the Fourth Ten year interval (effective from March 1, 2007 through April 3, 2016). It should be noted that the plant's current (original) operating license will expire on September 28, 2013. ENO is in the process of license renewal application. The end date of the 4 th Interval will be controlled by the ISI/CISI Program Plan, commensurate with the Operating License Renewal Application.
: 8. Precedents This request is essentially identical to the previous Third 10-Year Inspection Interval Relief Request, RR-07 (Referenced NRC SER, dated June 3, 1997, TAC No. M88559).
: 9. References None
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NUMBER: RR-02 REVISION 0 (Page 1 of 5)
Proposed Alternative In Accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3)(i)
Alternative Provides Acceptable Level of Quality and Safety A. ASME Code Component(s) Affected Class:                  1
 
==References:==
Table IWB-2500-1 Examination Category:    B-B and B-D Item Numbers:            B2.60, B2.80, and B3.150
 
== Description:==
Regenerative Heat Exchanger Vessel Welds Component Numbers:      Various (As shown in Figure 1)
ASME Cat ASME Item            Comp ID            Description B-B        B2.60            RGX C-1-1          RegenFHX Tubesheet-to-Head  Weld B-B        B2.60            RGX  C- 1-4      Regen HX Tubesheet-to-Head  Weld B-B        B2.60            RGX  C-2-1        Regen HX Tubesheet-to-Head  Weld B-B        B2.60            RGX  C-2-4        Regen HX Tubesheet-to-Head  Weld B-B        B2.60            RGX  C-3-1        Regen HX Tubesheet-to-Head  Weld B-B        B2.60            RGX  C-3-4        Regen HX Tubesheet-to-Head  Weld B-B        B2.80            RGX  C- 1-2      Regen HX Tubesheet-to-Shell Weld B-B        B2.80            RGX  C-1-3        Regen HX Tubesheet-to-Shell Weld B-B        B2.80            RGX  C-2-2        Regen HX Tubesheet-to-Shell Weld B-B        B2.80            RGX  C-2-3        Regen HX Tubesheet-to-Shell Weld B-B        B2.80            RGX  C-3-2        Regen HX Tubesheet-to-Shell Weld B-B        B2.80            RGX  C-3-3        Regen HX Tubesheet-to-Shell Weld B-D        B3.150          RGX  N-i-1        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-1-2        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N- 1-3      RegenFHX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-1-4        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-2-1        Regen FX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-2-2        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-2-3        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-2-4        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-3-1        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-3-2        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-3-3        Regen HX Noz-Vessel Weld B-D        B3.150          RGX  N-3-4        Regen HX Noz-Vessel Weld
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-02 REVISION 0 (Page 2 of 5)
B. Applicable Code Edition and Addenda The Code of Record for Indian Point Unit 2 Inservice Inspection Fourth Interval is the ASME Section XI Code, 2001 Edition including the 2003 Addenda.
C. Applicable Code Requirement Examination Categories B-B and B-D from Table IWB-2500-1 require that volumetric or surface examinations be performed on the welds and nozzle inside radius.
D. Reason for Request The code required examination cannot be performed on 100% of the affected welds due to limitation of the geometric configuration of the regenerative heat exchanger.
Additionally, the dose exposures estimate to perform these limited code examinations would be 10 person-rem.
E. Proposed Alternative and Basis for Use It is proposed that the provisions of Code Case N-706, Rev. 0 be used as an alternative to performing the code required examination. Specifically, a VT-2 examination will be performed in lieu of the volumetric or surface examinations.
Basis for Use:
The subject welds are shown in Figure 1 (attached) for stainless steel components 21 Regenerative Heat Exchanger. The regenerative heat exchanger provides preheat for the normal charging water flowing into the reactor coolant system (RCS). Preheat is derived from normal letdown water coming from the RCS. The heat exchanger is actually three heat exchangers or sub-vessels of similar design and function. Each heat exchanger has an outside shell diameter of 9.25 inches. The shells were manufactured with austenitic stainless steel material. The nozzles are 3-inch schedule 160 of similar material. Per Table 1WB-2500-1, Category B-B, Note 1, examinations of circumferential head welds and tubesheet to shell welds, may be limited to one vessel among a group of vessels performing a similar function. Conversely, all Section XI Class 1 nozzle welds are required to be examined and may not be limited to one vessel.
On October 11, 2005, the ASME Boiler and Pressure Vessel Standards Committee approved Code Case N-706, "Alternative Examination Requirements of Table IWB-2500-1 and Table IWC-2500-1 for PWR Stainless Steel Residual and Regenerative Heat Exchanger Section X1, Division 1" (Attachment 2). Westinghouse provided the
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-02 REVISION 0 (Page 3 of 5) technical justification for the Code Case for eliminating the surface and volumetric inspections of the Residual and Regenerative Heat Exchangers under the Westinghouse Owner's Group (WOG) project, "Technical Basis for Revision of Inspection Requirements for Regenerative and Residual Heat Exchangers", August, 2004. The components at Indian Point 2 are typical of the heat exchangers described in the Westinghouse report by fabrication, geometric design, inspection requirements and geometric restrictions.
As stated in the Westinghouse report, these components were designed and installed before the imposition of the inservice inspection requirements by ASME Section XI and are not designed for conducive performance of ultrasonic and surface examination. The small diameter of the vessel and nozzles of the Regenerative Heat Exchanger makes a meaningful ultrasonic examination very time consuming and dose intensive. The physical limitations would substantially diminish the ability to discriminate flaw indications from geometry existing around the joint. Regarding the Residual Heat Exchangers, interference with the lower support and interference with inlet and outlet pipes would permit only partial coverage for examination of the head and shell circumferential welds.
Furthermore, these components are located in high radiation fields. The estimated personnel dose to perform interval Code inspections on the Regenerative Heat Exchanger is 9.655 man-rem. In view of the dose expended for limited examination providing questionable results, the value of performing the Code required exams is minimal.
Two other factors presented in the Westinghouse report for these components were considered by the ASME committee: flaw tolerance and risk assessment. Fracture evaluations were performed for the components using finite element models and fracture calculations. It was concluded that the Regenerative Heat Exchanger have a large flaw tolerance and that significant leakage would be expected long before any failure occurred. Fatigue crack growth was determined to be extremely slow even in the most highly stressed region. Thus, detailed inspections are not required to ensure heat exchanger integrity.
A risk evaluation was performed using the accepted methodology applied for Risk Informed ISI piping inspection programs. The following conclusions were made:
* Safety equipment required to respond to the potential event is unaffected.
* Potential for loss of pressure boundary integrity is negligible.
" No safety analysis margins are changed.
" Leakage before full break is expected (no core damage consequences associated with leakage).
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-02 REVISION 0 (Page 4 of 5)
Consequently, elimination of the subject inspections would not be expected to result in a significant increase in risk.
The pressure retaining welds in the 21 Regenerative Heat Exchanger had received at least one volumetric pre-service examination, as required in note 2 of table 1 in ASME Code Case N-706.
There have been no through-wall leaks on these components or components of similar design as reported in industry and as discussed in the Westinghouse report.
The only related leak in the United States occurred in January 2004 at San Onofre Unit 3 on the letdown line exiting the Regenerative Heat Exchanger. This failure was caused by excessive vibration on the piping line and is not an indication of failure on the actual heat exchanger.
Therefore, Entergy believes the proposed alternative would provide an acceptable level of quality and safety.
F. Duration of Proposed Alternative Relief is requested for the Fourth Ten-Year interval (effective from March 1, 2007 through April 3, 2016). It should be noted that the plant's current (original) operating license will expire on September 28, 2013. ENO is in the process of license renewal application. The end date of the 4 th Interval will be controlled by the ISI/CISI Program Plan, commensurate with the Operating License Renewal Application.
G. Precedents Similar requests for relief were submitted and approved before Code Case N-706 was approved by the ASME Section Xl committee, including Joseph M. Farley under TAC No. MA3449; North Anna Power Station Unit 2 under TAC No. MB07050; Surry Power Station Unit 1 for the third inservice inspection interval under TAC No.
MB 1998 and Surry Power Station Unit 2 for the third inservice inspection interval under TAC No. MB 1 999.
H. Attachment
    - Figure 1, Indian Point Unit 2- 21 Regenerative Heat Exchanger
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-02 REVISION 0 (Page 5 of 5)
FIOURE 1 21 Reg  rumive Heat Exchangm
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-03 REVISION 0 (Page 1 of 3)
Proposed Alternative In Accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3)(ii)
Hardship or Unusual Difficulty without Compensating Increase in Level of Quality and Safety A. ASME Code Component(s) Affected Class:                    1
 
==References:==
IWB-2500, Table IWB-2500-1, IWB-5221 Examination Category:      B-P Item Numbers:              B 15.50 (Piping) and B 15.70 (Valves)
 
== Description:==
Class 1 components within the Reactor Coolant System Component Numbers:        Reactor Coolant Pressure Boundary (RCPB) vent, drain and branch (VTDB) lines and small bore connections (< 1-inch).
B. Applicable Code Edition and Addenda The Code of Record for Indian Point Unit 2 Inservice Inspection Fourth Interval is the ASME Section XI Code, 2001 Edition including the 2003 Addenda.
C. Applicable Code Requirement ASME Section XI, 2001 Code w/2003 Addenda, Table IWB-2500-1, Examination Category B-P, Items B 15.50 and B 15.70 require the system leakage test (IWB-5220) to be conducted prior to plant startup following a reactor refueling outage.
Specifically IWB-5222(b) states that the pressure retaining boundary during the system leakage test conducted at or near the end of each inspection interval shall extend to all Class 1 pressure retaining components within the system boundary.
D. Reason for Request The 2001 Edition, including the 2003 Addenda of the ASME Section XI Code has been incorporated into 10CFR50.55a(b) by reference (10CFR50.55a(b), 69 FR 58819, dated October 1, 2004). Table IWB-2500-1 of the 2003 Addenda requires a system leakage test at the end of each refueling outage (including the last one at or near the end of the interval) in accordance with requirements of IWB-5220.
Subsection IWB-5220, Subparagraph IWB-5222(b) states that "The pressure retaining boundary during the system leakage test conducted at or near the end of each inspection interval shall extend to all Class 1 pressure retaining components within the system boundary".
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-03 REVISION 0 (Page 2 of 3)
The vent, drain, and branch (VTDB) lines and connections are equipped with manual valves, which provide double isolation of the RCPB. These valves are generally maintained closed during normal operation. The piping outboard of the first isolation valve is not normally pressurized. Under normal operating conditions, the VTDB lines and connections see reactor coolant system pressures and temperatures only if leakage through the inboard valves occurs. To perform the Code-required test, it would be necessary to manually open the inboard valves to pressurize the VTDB lines and connections. Pressurization by this method defeats the double isolation and potentially presents safety concerns for the personnel performing the test.
Furthermore, performing the test with the inboard isolation valves open requires several man-hours to position the valves for the test and restore the valves after the test is complete. These valves are located in close proximity of the RCPB main steam loop piping and thus require personnel entry into high radiation areas within the containment. Based on previous outage data, estimated radiation exposure associated with valve alignment and realignment would be approximately 0.5 person-rem per test. Since this test would be performed near the end of an outage when all RCPB work has been completed, the time required to open and close these VTDB lines and connections would impact the outage schedule. Thus, compliance with this specific Code requirement to pressurize to the outboard valves results in unnecessary hardship pursuant to 10CFR50.55a(a)(3)(ii) without a sufficient compensating increases in the level of quality and safety.
E. Proposed Alternative and Basis for Use It is proposed that the system leakage test for the VTDB lines and connections, at the end of the interval, be performed in the normally closed position. The RCPB VTDB lines and connections will be visually examined with the isolation valves in the normally closed position during the 10-year Inservice Inspection System Leakage Test. The visual examination shall extend to and include the second closed valve at the boundary extremity. This examination will be performed at nominal operating pressure associated with 100% reactor power after satisfying the required hold time per IWA-5213.
Basis for Use:
The proposed alternative provides an acceptable level of safety and quality based on the following:
: 1. The non-isolable portion of the RCPB VTDB lines and connections will be pressurized and visually examined as required. Only the isolable portion of those
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-03 REVISION 0 (Page 3 of 3) small diameter VTDB lines and connections will not be pressurized, but a VT-2 examination will still be performed in these cases.
: 2. A typical VTDB line and connection includes two manual valves separated by a short pipe nipple, which is connected to the RCPB via another short pipe nipple and a half coupling. All connections are typically socket-welded and the welds receive a surface examination after installation. The piping and valves are normally heavy wall (Sch. 160 pipe and 600# valve bodies). The VTDB lines and connections are not subject to high stresses or cyclic loads and design ratings are significantly greater than RCPB operating or design pressure.
: 3. Indian Point 2 Technical Specifications (TS) LCOs and associated Surveillance Requirements require Containment and RCPB leakage monitoring during normal operation. Should TS limits be exceeded appropriate corrective actions, which may include shutting the plant down, is required to identify the source of leakage and restore the integrity of the RCPB boundary.
: 4. A system leakage test of the Class 1 systems and components is performed prior to plant startup following each refueling outage, in accordance with ASME Section XI Code, 2001 Edition, 2003 Addenda, Table IWB-2500-1 and IWB-5220 requirements.
F. Duration of Proposed Alternative Relief is requested for the Fourth Ten-Year interval (effective from March 1, 2007 through April 3, 2016). It should be noted that the plant's current (original) operating license will expire on September 28, 2013. ENO is in the process of license renewal application. The end date of the 4 th Interval will be controlled by the ISI/CISI Program Plan, commensurate with the Operating License Renewal Application.
G. Precedents This proposed alternative is essentially identical to IP2's 3rP Interval Relief Request RR-72 (NRC SER, dated 12/07/2005, TAC NO. MC7308).
H. References None
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 1 of 19)
Proposed Alternative In Accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3)(i)
Alternative Provides Acceptable Level of Quality and Safety A. ASME Code Component(s) Affected Class:                    1
 
==References:==
IWB-2500-1 Examination Category: B-F (Risk Informed Category ISI R-A)
 
== Description:==
Alternative Requirements to ASME Section XI, Appendix VIII, Supplement 10 for Examination of Dissimilar Metal (DSM)
Welds in Vessel Nozzles Component Numbers: Pressure Retaining Dissimilar Metal Welds in Vessel Nozzles subject to ultrasonic examination using procedures, personnel, and equipment qualified to ASME Section XI, Appendix VIII, Supplement 10 criteria.
B. Applicable Code Edition and Addenda The Code of Record for Indian Point Unit 2 Inservice Inspection Fourth Interval is the ASME Section XI Code, 2001 Edition including the 2003 Addenda.
C. Applicable Code Requirement The following paragraphs or statements are from ASME 2001 Code w/2003 Addenda, Section XI, Appendix VIII, Supplement 10 and identify the specific requirements that are included in this request for relief:
Item 1 - Paragraph 1.1(b) states in part - Pipe diameters within a range of 0.9 to 1.5 times a nominal diameter shall be considered equivalent.
Item 2 - Paragraph 1.1(d) states - All flaws in the specimen set shall be cracks.
Item 3 - Paragraph 1.1 (d)(1) states - At least 50% of the cracks shall be in austenitic material. At least 50% of the cracks in austenitic material shall be contained wholly in weld or buttering material. At least 10% of the cracks shall be in Ferritic material. The remainder of the cracks may be in either austenitic or Ferritic material.
Item 4 - Paragraph 1.2(b) states in part - The number of unflawed grading units shall be at least twice the number of flawed grading units.
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 2 of 19)
Item 5 - Paragraph 1.2(c)(1) and 1.3(c) state in part - At least 1/3 of the flaws, rounded to the next higher whole number, shall have depths between 10% and 30% of the nominal pipe wall thickness. Paragraph 1.4(b) distribution table requires 20% of the flaws to have depths between 10% and 30%.
Item 6 - Paragraph 2.0 first sentence states - The specimen inside surface and identification shall be concealed from the candidate.
Item 7 - Paragraph 2.2(b) states in part - The regions containing a flaw to be sized shall be identified to the candidate.
Item 8 - Paragraph 2.2(c) states in part - For a separate length-sizing test, the regions of each specimen containing a flaw to be sized shall be identified to the candidate.
Item 9 - Paragraph 2.3 states in part - For the depth sizing test, 80% of the flaws shall be sized at a specific location on the surface of the specimen identified to the candidate.
Item 10 - Paragraph 2.3 states in part - For the remaining flaws, the regions of each specimen containing a flaw to be sized shall be identified to the candidate. The candidate shall determine the maximum depth of the flaw in each region.
Item 11 - Table VIII-S2-1 provides the false call criteria when the number of unflawed grading units is at least twice the number of flawed grading units.
D. Reason for Request Relief is requested to use the following alternative requirements for implementation of Appendix VIII, Supplement 10 requirements. They will be implemented through the Performance Demonstration Initiative (PDI) Program. This relief is requested under 10CFR50.55a(a)(3)(i) in that the proposed alternatives would provide an acceptable level of quality and safety.
E Proposed Alternative and Basis for Use In lieu of the requirements of ASME Section XI, 2001 Edition, 2003 Addenda, Appendix VIII, Supplement 10, the following proposed alternative to each identified item shall be used. A table of the proposed alternative to Supplement 10 is also attached (Enclosure 1).
It identifies the proposed alternatives and allows them to be viewed in context. It also identifies additional clarifications and enhancements for information.
Basis for Use:
Item 1 - The proposed alternative to Paragraph 1.1(b) is:
    "The specimen set shall include the minimum and maximum pipe diameters and thicknesses for which the examination procedure is applicable. Pipe diameters within a
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 3 of 19) range of 1/2 in. (13 mm) of the nominal diameter shall be considered equivalent. Pipe diameters larger than 24 in. (610 mm) shall be considered to be flat. When a range of thicknesses is to be examined, a thickness tolerance of +25% is acceptable."
Technical Basis - The change in the minimum pipe diameter tolerance from 0.9 times the diameter to the nominal diameter minus 0.5 inch provides tolerances more in line with industry practice. Though the alternative is less stringent for small pipe diameters they typically have a thinner wall thickness than larger diameter piping. A thinner wall thickness results in shorter sound path distances that reduce the detrimental effects of the curvature. This change maintains consistency between Supplement 10 and the recent revision to Supplement 2.
Item 2 - The proposed alternative to Paragraph 1.1(d) is:
"At least 60% of the flaws shall be cracks, the remainder shall be alternative flaws.
Specimens with IGSCC shall be used when available. Alternative flaws, if used, shall provide crack-like reflective characteristics and shall be limited to the case where implantation of cracks produces spurious reflectors that are uncharacteristic of actual flaws.
Alternative flaw mechanisms shall have a tip width of less than or equal to 0.002 in. (.05 mm). Note, to avoid confusion the proposed alternative modifies instances of the term "cracks" or "cracking" to the term "flaws" because of the use of alternative flaw mechanisms."
Technical Basis - As illustrated below, implanting a crack requires excavation of the base material on at least one side of the flaw. While this may be satisfactory for ferritic materials, it does not produce a useable axial flaw in austenitic materials because the sound beam, which normally passes only through base material, must now travel through weld material on at least one side, producing an unrealistic flaw response. In addition, it is important to preserve the dendritic structure present in field welds that would otherwise be destroyed by the implantation process. To resolve these issues, the proposed alternative allows the use of up to 40% fabricated flaws as an alternative flaw mechanism under controlled conditions. The fabricated flaws are isostatically compressed which produces ultrasonic reflective characteristics similar to tight cracks.
ti                    Mechanical fatigue crack in Base material Item 3 - The proposed alternative to Paragraph 1.1 (d)(1) is:
"At least 80% of the flaws shall be contained wholly in weld or buttering material. At least one and a maximum of 10% of the flaws shall be in ferritic base material. At least one and a maximum of 10% of the flaws shall be in austenitic base material."
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 4 of 19)
Technical Basis - Under the current Code, as few as 25% of the flaws are contained in austenitic weld or buttering material. Recent experience has indicated that flaws contained within the weld are the likely scenarios. The metallurgical structure of austenitic weld material is ultrasonically more challenging than either ferritic or austenitic base material. The proposed alternative is therefore more challenging than the current Code.
Item 4 - The proposed alternative to Paragraph 1.2(b) is:
"Detection sets shall be selected from Table VIII-S 10-1. The number of unflawed grading units shall be at least one and a half times the number of flawed grading units."
Technical Basis - Table VIII-S1O-1 provides a statistically based ratio between the number of unflawed grading units and the number of flawed grading units. The proposed alternative reduces the ratio to 1.5 times. This reduces the number of test samples to a more reasonable number from the human factors perspective. However, the statistical basis used for screening personnel and procedures is still maintained at the same level with competent personnel being successful and less skilled personnel being unsuccessful.
The acceptance criteria for the statistical basis are in Table VIII-S 10-1.
Item 5 - The proposed alternative to the flaw distribution requirements of Paragraph 1.2(c)(1) (detection) and 1.3(c) (length) is to use the Paragraph 1.4(b) (depth) distribution table (see below) for all qualifications.
Flaw Depth (% Wall Thickness)              Minimum Number of Flaws 10-30%                                20%
31-60%                                20%
61-100%                                20%
Technical Basis - The proposed alternative uses the depth sizing distribution for both detection and depth sizing because it provides for a better distribution of flaw sizes within the test set This distribution allows candidates to perform detection, length, and Depth-sizing demonstrations simultaneously utilizing the same test set. The requirement that at least 75% of the flaws shall be in the range of 10 to 60% of wall thickness provides an overall distribution tolerance. The distribution uncertainty decreases the possibilities for testmanship that would be inherent to a uniform distribution. It must be noted that it is possible to achieve the same distribution utilizing the present requirements, but it is preferable to make the criteria consistent.
Item 6 - The proposed alternative to Paragraph 2.0 first sentence is:
"For qualifications from the outside surface, the specimen inside surface and identification shall be concealed from the candidate. When qualifications are performed
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 5 of 19) from the inside surface, the flaw location and specimen identification shall be obscured to maintain a "blind test"."
This proposed alternative is applicable to PWRs and therefore, not applicable to Pilgrim.
Items 7 and 8 - The proposed alternatives to Paragraph 2.2(b) and 2.2(c) is:
"The regions containing a flaw to be sized may be identified to the candidate."
Technical Basis - The current Code requires that the regions of each specimen containing a flaw to be length sized shall be identified to the candidate. The candidate shall determine the length of the flaw in each region (Note, that length and depth sizing use the term "regions" while detection uses the term "grading units" - the two terms define different concepts and are not intended to be equal or interchangeable). To ensure security of the samples, the proposed alternative modifies the first "shall" to a "may" to allow the test administrator the option of not identifying specifically where a flaw is located. This is consistent with the recent revision to Supplement 2.
Items 9 and 10 - The proposed alternative to Paragraph 2.3(a) and 2.3(b) is:
"... the regions of each specimen containing a flaw to be sized may be identified to the candidate."
Technical Basis - The current Code requires that a large number of flaws be sized at a specific location. The proposed alternative changes the "shall" to a "may" which modifies this from a specific area to a more generalized region to ensure security of samples. This is consistent with the recent revision to Supplement 2. It also incorporates terminology from length sizing for additional clarity.
Item 11 - The proposed alternative modifies the acceptance criteria of Table VIII-S2-1 as follows:
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 6 of 19)
TABLE VIII-S2-1 PERFORMANCE DEMONSTRATION DETECTION TEST ACCEPTANCE CRITERIA Detection Test                              False Call Test Acceptance Critera                          Acceptance Criteria No. of                                      No. of              Maximum Flawed              Minimum              Unflawed              Number Grading              Detection              G rading              of False Units              Criteria                Units                Calls 5                    5                    10                    0 6                    6                    12                    1 7                    6                    14                    1 8                    7                    16                    2 9                    7                    18                    2 10                    8                    20 15                  32 11                    9                    22 17                  3  3 12                    9                    24 18                  3  3 13                  10                    26 20                  4  3 14                  10                    28        21          5  3 15                  11                    3023                  5 16                  12                    3223                  6 17                  12                    34 24                  6  4 18                  13                    36 26                  7  4 19                  13                    38 27                  7  4 20                  14                    40 10                  8  A Technical Basis - The proposed alternative is identified as new Table S 10-1 above. It was modified to reflect the reduced number of unflawed grading units and allowable false calls. As a part of ongoing Code activities, PNNL has reviewed the statistical significance of these revisions and offered the revised Table S10-1.
Pursuant to 10 CFR 50.55a(a)(3)(i), approval is requested to use the proposed alternatives described above in lieu of the ASME Section XI, Appendix VIII, Supplement 10 requirements. Compliance with the proposed alternatives will provide an adequate level of quality and safety for examination of the affected welds.
F. Duration of Proposed Alternative Relief is requested for the Fourth Ten-Year interval (effective from March 1, 2007 through April 3, 2016). It should be noted that the plant's current (original) operating license will expire on September 28, 2013. ENO is in the process of license renewal
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 7 of 19) application. The end date of the 4th Interval will be controlled by the ISI/CISI Program Plan, commensurate with the Operating License Renewal Application.
G. Precedents This proposed alternative is essentially identical to the model provided by the Performance Demonstration Initiative (PDI) on the EPRI Website and similar to Pilgrim Nuclear Power Station 4th Interval Relief Request PRR-5 (TAC No. MC8288). The NRC has also granted similar relief to Entergy's Vermont Yankee Station (TAC No. MB8352).
H. Attachments A summary of the proposed alternative to Supplement 10 requirements is attached as Enclosure 1. It identifies the proposed alternatives and allows them to be viewed in context. It also identifies additional clarifications and enhancements for information.
I
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 8 of 19)
Enclosure 1 1 .U ILA-ut.  *,
Supplement 10 is applicable to    A scope statement provides dissimilar metal piping welds    added clarity regarding the examined from either the          applicable range of each inside or outside surface.        individual Supplement. The Supplement 10 is not              exclusion of CRC provides applicable to piping welds        consistency between containing supplemental          Supplement 10 and the recent corrosion resistant clad (CRC)    revision to Supplement 2 applied to mitigate              (Reference BC 00-755). Note, Intergranular Stress Corrosion    an additional change Cracking (IGSCC).                identifying CRC as "in course of preparation" is being processed separately.
1.0 SPECIMEN                      2.0 SPECIMEN                      Renumbered REQUIREMENTS                      REQUIREMENTS Qualification test specimens      Qualification test specimens      No Change shall meet the requirements      shall meet the requirements listed herein, unless a set of    listed herein, unless a set of specimens is designed to          specimens is designed to accommodate specific              accommodate specific limitations stated in the scope  limitations stated in the scope of the examination procedure      of the examination procedure (e.g., pipe size, weld joint      (e.g., pipe size, weld joint configuration, access            configuration, access limitations). The same            limitations). The same specimens may be used to          specimens may be used to demonstrate both detection and    demonstrate both detection and sizing qualification.            sizing qualification.
1.1 General. The specimen set    2.1 General. The specimen set    Renumbered shall conform to the following    shall conform to the following requirements.                    requirements.
(a) The minimum number of        New, changed minimum flaws in a test set shall be ten. number of flaws to 10 so sample set size for detection is consistent with length and depth sizing.
(a) Specimens shall have          (b) Specimens shall have          Renumbered sufficient volume to minimize    sufficient volume to minimize spurious reflections that may    spurious reflections that may interfere with the interpretation interfere with the interpretation process,                          process.
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 9 of 19)
Current Requirement              Proposed Change                    Reasoning (b) The specimen set shall        (c) The specimen set shall        Renumbered, metricated, the include the minimum and          include the minimum and          change in pipe diameter maximum pipe diameters and        maximum pipe diameters and        tolerance provides consistency thicknesses for which the        thicknesses for which the        between Supplement 10 and examination procedure is          examination procedure is          the recent revision to applicable. Pipe diameters        applicable. Pipe diameters        Supplement 2 (Reference BC within a range of 0.9 to 1.5      within a range of 1/2 in. (13    00-755) times a nominal diameter shall    mm) of the nominal diameter be considered equivalent. Pipe    shall be considered equivalent.
diameters larger than 24 in.      Pipe diameters larger than 24 shall be considered to be flat. in. (610 mm) shall be When a range of thicknesses is    considered to be flat. When a to be examined, a thickness      range of thicknesses is to be tolerance of +25% is              examined, a thickness acceptable.                      tolerance of +25% is acceptable.
(c) The specimen set shall        (d) The specimen set shall        Renumbered, changed include examples of the \        include examples of the          "condition" to "conditions" following fabrication            following fabrication condition:                        conditions:
(1) geometric conditions that    (1) geometric and material        Clarification, some of the items normally require                  conditions that normally          listed relate to material discrimination from flaws (e.g.,  require discrimination from      conditions rather than counterbore or weld root          flaws (e.g., counterbore or      geometric conditions. Weld conditions, cladding, weld        weld root conditions, cladding,  repair areas were added as a buttering, remnants of previous  weld buttering, remnants of      result of recent field welds, adjacent welds in close    previous welds, adjacent welds    experiences.
proximity);                      in close proximity, and weld repair areas);
(2) typical limited scanning      (2) typical limited scanning      Differentiates between ID and surface conditions (e.g.,        surface conditions (e.g., weld    OD scanning surface diametrical shrink, single-side  crowns, diametrical shrink,      limitations. Requires that ID access due to nozzle and safe    single-side access due to        and OD qualifications be end external tapers).            nozzle and safe end external      conducted independently tapers for outside surface        (Note, new paragraph 2.0 examinations; and internal        (identical to old paragraph 1.0) tapers, exposed weld roots, and  provides for alternatives when cladding conditions for inside    "a set of specimens is designed surface examinations),            to accommodate specific Qualification requirements        limitations stated in the scope shall be satisfied separately for of the examination outside surface and inside        procedure.").
surface examinations.
(d) All flaws in the specimen                                      Deleted this requirement, set shall be cracks.                                                because new paragraph 2.3 below provides for the use of "alternative flaws" in lieu of cracks.
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 10 of 19)
Enclosure 1 (1) At least YY>/o ot me      2.2 mlaw Location. At least      Kenumoerea ana re-tiea.
cracks shall be in        80% of the flaws shall be        Flaw location percentages austenitic material. At    contained wholly in weld or      redistributed because field least 50% of the cracks    buttering material. At least one  experience indicates that flaws in austenitic material    and a maximum of 10% of the      contained in weld or buttering shall be contained        flaws shall be in ferritic base  material are probable and wholly in weld or          material. At least one and a      represent the more stringent buttering material. At    maximum of 10% of the flaws      ultrasonic detection scenario.
least 10% of the cracks    shall be in austenitic base shall be in ferritic      material.
material. The remainder of the cracks may be in either austenitic or ferritic material.
(2) At least 50% of the cracks      2.3 Flaw Type.                    Renumbered and re-titled.
in austenitic base material shall  (a) At least 60% of the flaws    Alternative flaws are required be either IGSCC or thermal          shall be cracks, the remainder    for placing axial flaws in the fatigue cracks. At least 50% of    shall be alternative flaws.      HAZ of the weld and other the cracks in ferritic material    Specimens with IGSCC shall        areas where implantation of a shall be mechanically or            be used when available.          crack produces metallurgical thermally induced fatigue          Alternative flaws, if used, shall conditions that result in an cracks.                            provide crack-like reflective    unrealistic ultrasonic response.
characteristics and shall be      This is consistent with the limited to the case where        recent revision to Supplement implantation of cracks            2 (Reference BC 00-755).
produces spurious reflectors that are uncharacteristic of      The 40% limit on alternative actual flaws. Alternative flaw    flaws is needed to support the mechanisms shall have a tip      requirement for up to 70%
width of less than or equal to    axial flaws. Metricated 0.002 in. (.05 mm).
(3) At least 50% of the cracks      (b) At least 50% of the flaws    Renumbered. Due to inclusion shall be coincident with areas      shall be coincident with areas    of "alternative flaws", use of described in (c) above,            described in 2. 1(d) above.      "cracks" is no longer appropriate.
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 11 of 19)
Enclosure 1 2.4 Flaw Depth. All flaw depths    Moved from old paragraph shall be greater than 10% of the  1.3(c) and 1.4 and re-titled.
nominal pipe wall thickness. Flaw  Consistency between detection depths shall exceed the nominal    and sizing specimen set clad thickness when placed in      requirements (e.g., 20% vs. 1/3 cladding. Flaws in the sample set  flaw depth increments, e.g.,
shall be distributed as follows:  original paragraph 1.3(c))
Flaw Depth Minimum
(% Wall Thickness) No. of Flaws 10-30%            20%
31-60%            20%
61-100%              20%
At least 75% of the flaws shall be in the range of 10 to 60% of wall thickness.
1.2 Detection Specimens. The                                              Renumbered and re-titled and specimen set shall include                                                moved to paragraph 3.1 (a). No detection specimens that meet                                            other changes the following requirements.
                                  .~4.
(a) Specimens shall be divided                                            Renumbered to paragraph into grading units. Each                                                  3.1(a)(1). No other changes.
grading unit shall include at least 3 in. of weld length. If a grading unit is designed to be unflawed, at least I in. of unflawed material shall exist on either side of the grading unit. The segment of weld length used in one grading unit shall not be used in another grading unit. Grading units need not be uniformly spaced around the pipe specimen.
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 12 of 19)
Enclosure 1 (o) vetection sets snail oe                                        Moved to new paragraph selected from Table VII-S2- 1.                                    3.1(a)(2).
The number of unflawed grading units shall be at least twice the number of flawed grading units.
(c) Flawed grading units shall                                    Flaw depth requirements meet the following criteria for                                    moved to new paragraph 2.4, flaw depth, orientation, and                                      flaw orientation requirements type.                                                              moved to new paragraph 2.5, flaw type requirements moved to new paragraph 2.3, "Flaw Type".
(1)      All flaw depths shall                                    Deleted, for consistency in be greater than 10% of the                                        sample sets the depth nominal pipe wall thickness.                                      distribution is the same for At least 1/3 of the flaws,                                        detection and sizing.
rounded to the next higher whole number, shall have depths between 10% and 30%
of the nominal pipe wall thickness. However, flaw depths shall exceed the nominal clad thickness when placed in cladding. At least 1/3 of the flaws, rounded to the next whole number, shall have depths greater than 30%
of the nominal pipe wall thickness.
(2) At least 30% and no more        2.5 Flaw Orientation.          Note, this distribution is than 70% of the flaws, rounded      (a) At least 30% and no more  applicable for detection and to the next higher whole            than 70% of the flaws, rounded depth sizing. Paragraph number, shall be oriented          to the next higher whole      2.5(b)(1) requires that all axially. The remainder of the      number, shall be oriented      length- sizing flaws be oriented flaws shall be oriented            axially. The remainder of the  circumferentially.
circumferentially.                  flaws shall be oriented circumferentially.
1.3 Length Sizing Specimens.                                      Renumbered and re-titled and The specimen set shall include                                    moved to new paragraph 3.2 length-sizing specimens that meet the following requirements.
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 13 of 19) ka) All iengm sizing riaws snan                            ivwovea, inciuaeu in new be oriented circumferentiallv.                            paragraph 3.2(a)
                              -*1                      I.    -
(b) The minimum number of                                  Moved, included in new flaws shall be ten.                                        paragraph 2.1 above (c) All flaw depths shall be                              Moved, included in new greater than 10% of the                                    paragraph 2.4 above after nominal pipe wall thickness. At                            revision for consistency with least 1/3 of the flaws, rounded                            detection distribution to the next higher whole number, shall have depths between 10% and 30% of the nominal pipe wall thickness.
However, flaw depth shall exceed the nominal clad thickness when placed in cladding. At least 1/3 of the flaws, rounded to the next whole number, shall have depths greater than 30% of the nominal pipe wall thickness.
1.4 Depth Sizing Specimens.                                Moved, included in new The specimen set shall include                            paragraphs 2.1, 2.3, 2.4 depth-sizing specimens that meet the following requirements.
(a) The minimum number of                                Moved, included in new flaws shall be ten.                                  paragraph 2.1
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 14 of 19)
Enclosure 1 (D) fiaws  in me sampie set                                      Moved, potential conflict with shall not be wholly contained                                    old paragraph 1.2(c)(1);
within cladding and shall be                                    "However, flaw depths shall distributed as follows:                                          exceed the nominal clad thickness when placed in cladding." Revised for clarity and included in new paragraph 2.4 Flaw Depth Minimum                                              Moved, included in paragraph
(%WallThickness)        No. of                                2.4 for consistent applicability Flaws                                                            to detection and sizing 10-30%                                                  samples.
20%
31-60%
20%
61-100%        20%
The remaining flaws shall be in any of the above categories.
(b) Sizing Specimen sets shall  Added for clarity meet the following requirements.
(1) All length-sizing flaws    Moved from old paragraph shall be oriented              1.3(a) circumferentially.
(2) Depth sizing flaws shall be Included for clarity.
oriented as in 2.5(a).          Previously addressed by omission (i.e., length, but not depth had a specific exclusionary statement)
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 15 of 19)
Enclosure 1 2.0 CONDUCT OF                  3.0 CONDUCT OF PERFORMANCE                    PERFORMANCE DEMONSTRATION                  DEMONSTRATION The specimen inside surface    For qualifications from the      Differentiate between and identification shall be    outside surface, the specimen    qualifications conducted from concealed from the candidate. inside surface and              the outside and inside surface.
All examinations shall be      identification shall be completed prior to grading the  concealed from the candidate.
results and presenting the      When qualifications are results to the candidate.      performed from the inside Divulgence of particular        surface, the flaw location and specimen results or candidate  specimen identification shall be viewing of unmasked            obscured to maintain a "blind specimens after the            test". All examinations shall performance demonstration is    be completed prior to grading prohibited.                    the results and presenting the results to the candidate.
Divulgence of particular specimen results or candidate viewing of unmasked specimens after the performance demonstration is prohibited.
2.1 Detection Test. Flawed and  3.1 Detection Qualification. Renumbered, moved text to unflawed grading units shall be                                  paragraph 3.1 (a)(3) randomly mixed (a) The specimen set shall      Renumbered, moved from old include detection specimens      paragraph 1.2.
that meet the following requirements.
 
RELIEF REQUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 16 of 19)
Enclosure I into grading units. Each          paragraph 1.2(a). Metricated.
grading unit shall include at    No other changes.
least 3 in. (76 mm) of weld length. If a grading unit is designed to be unflawed, at least I in. (25 mm) of unflawed material shall exist on either side of the grading unit. The segment of weld length used in one grading unit shall not be used in another grading unit.
Grading units need not be uniformly spaced around the pipe specimen.
(2) Detection sets shall be      Moved from old paragraph selected from Table VIII-S 10-    1.2(b). Table revised to reflect
: 1. The number of unflawed        a change in the minimum grading units shall be at least  sample set to 10 and the one and a half times the          application of equivalent number of flawed grading          statistical false call parameters units.                            to the reduction in unflawed grading units.
Human factors due to large sample size.
4                                +
(3) flawed and unflawed          Moved from old paragraph 2.1 grading units shall be randomly mixed.
(b) Examination equipment and    Moved from old paragraph 3.1.
personnel are qualified for      Modified to reflect the 100%
detection when personnel          detection acceptance criteria of demonstrations satisfy the        procedures versus personnel acceptance criteria of Table      and equipment contained in VIII S 10-1 for both detection    new paragraph 4.0 and the use and false calls.                  of 1.5X rather than 2X unflawed grading units contained in new paragraph 3.1 (a)(2). Note, the modified table maintains the screening criteria of the original Table VIII-S2-1.
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 17 of 19)
Enclosure 1 (a) The length-sizing test may    (a) Each reported                Provides consistency between be conducted separately or in    circumferential flaw in the      Supplement 10 and the recent conjunction with the detection    detection test shall be length    revision to Supplement 2 test.                            sized.                            (Reference BC 00-755).
(b) When the length-sizing test  (b) When the length-sizing test  Change made to ensure is conducted in conjunction      is conducted in conjunction      security of samples, consistent with the detection test, and less with the detection test, and less with the recent revision to than ten circumferential flaws    than ten circumferential flaws    Supplement 2 (Reference BC are    detected,    additional  are detected, additional          00-755).
specimens shall be provided to    specimens shall be provided to the candidate such that at least  the candidate such that at least  Note, length and depth sizing ten flaws are sized. The regions  ten flaws are sized. The regions  use the term "regions" while containing a flaw to be sized    containing a flaw to be sized    detection uses the term shall be identified to the        may be identified to the          "grading units". The two terms candidate. The candidate shall    candidate. The candidate shall    define different concepts and determine the length of the      determine the length of the      are not intended to be equal or flaw in each region.              flaw in each region.              interchangeable.
(c) For a separate length-sizing  (c) For a separate length-sizing  Change made to ensure test, the regions of each        test, the regions of each        security of samples, consistent specimen containing a flaw to    specimen containing a flaw to    with the recent revision to be sized shall be identified to  be sized may be identified to    Supplement 2 (Reference BC the candidate. The candidate      the candidate. The candidate      00-755).
shall determine the length of    shall determine the length of the flaw in each region.          the flaw in each region.
(d) Examination procedures,      Moved from old paragraph equipment, and personnel are      3.2(a) includes inclusion of qualified for length sizing      "when" as an editorial change.
when the RMS error of the        Metricated.
flaw length measurements, as compared to the true flaw lengths, is less than or equal to 0.75 in. (19 mm).
2.3 Depth Sizing Test            3.3 Depth Sizing Test            Renumbered
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 18 of 19)
Enclosure 1 SCurent Requirement.
(a) For the depth-sizing test,      (a) The depth-sizing test may      Utfange maae to ensure 80% of the flaws shall be sized    be conducted separately or in      security of samples, consistent at a specific location on the      conjunction with the detection    with the recent revision to surface of the specimen            test. For a separate depth-sizing  Supplement 2 (Reference BC identified to the candidate.        test, the regions of each          00-755).
specimen containing a flaw to be sized may be identified to the candidate. The candidate shall determine the maximum depth of the flaw in each region.
(b) For the remaining flaws,        (b) When the depth-sizing test    Change made to be consistent the regions of each specimen        is conducted in conjunction        with the recent revision to containing a flaw to be sized      with the detection test, and less  Supplement 2 (Reference BC shall be identified to the          than ten flaws are detected,      00-755).
candidate. The candidate shall      additional specimens shall be determine the maximum depth        provided to the candidate such    Changes made to ensure of the flaw in each region.        that at least ten flaws are sized. security of samples, consistent The regions of each specimen      with the recent revision to containing a flaw to be sized      Supplement 2 (Reference BC may be identified to the          00-755).
candidate. The candidate shall determine the maximum depth of the flaw in each region.
(c) Examination procedures,        Moved from old paragraph equipment, and personnel are      3.2(b). Metricated.
qualified for depth sizing when the RMS error of the flaw depth measurements, as compared to the true flaw depths, is less than or equal to 0.125 in. (3 mm).
3.0 ACCEPTANCE                                                        Delete as a separate category.
CRITERIA                                                              Moved to new paragraph detection (3.1) and sizing 3.2 and 3.3 3.1 Detection Acceptance Criteria.                                    Moved to new paragraph 3.1 (b),
Examination procedures,                                                reference changed to Table S 10 equipment, and personnel are                                          from S2 because of the change in qualified for detection when the                                      the minimum number of flaws and results of the performance                                            the reduction in unflawed grading demonstration satisfy the                                              units from 2X to 1.5X.
acceptance criteria of Table VIII-S2-1 for both detection and false calls.
 
RELIEF REOUEST NUMBER: RR-04 REVISION 0 (Page 19 of 19)
Enclosure 1 Deleted as a separate category.
Moved to new paragraph on length 3.2 and depth 3.3 (a) Examination procedures,                                        Moved to new paragraph equipment, and personnel are                                        3.2(d), included word "when" qualified for length sizing the                                    as an editorial change.
RMS error of the flaw length measurements, as compared to the true flaw lengths, is less than or equal to 0.75 inch.
(b) Examination procedures,                                        Moved to new paragraph 3.3(c) equipment, and personnel are qualified for depth sizing when the RMS error of the flaw depth    measurements,      as compared to the true flaw depths, is less than or equal to 0.125 in.
4.0 PROCEDURE QUALIFICATION        New Procedure qualifications shall    New. Based on experience include the following              gained in conducting additional requirements.          qualifications, the equivalent of (a) The specimen set shall        3 personnel sets (i.e., a include the equivalent of at least minimum of 30 flaws) is three personnel sets. Successful  required to provide enough personnel demonstrations may      flaws to adequately test the be combined to satisfy these      capabilities of the procedure.
requirements.                      Combining successful (b) Detectability of all flaws    demonstrations allows a variety within the scope of the            of examiners to be used to procedure shall be                qualify the procedure.
demonstrated. Length and          Detectability of each flaw depth sizing shall meet the        within the scope of the requirements of paragraph 3.2      procedure is required to ensure and 3.3.                          an acceptable personnel pass (c) At least one successful        rate. The last sentence is personnel demonstration has        equivalent to the previous been performed.                    requirements and is satisfactory (d) To qualify new values of      for expanding the essential essential variables, at least one  variables of a previously personnel qualification set is    qualified procedure required.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-05 REVISION 0 (Page 1 of 7)
Proposed Alternative In Accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3)(i)
Alternative Provides Acceptable Level of Quality and Safety A. ASME Code Component(s) Affected Class:                    1
 
==References:==
IWB-2500-1 Examination Category: B-F and B-J Welds only Item Numbers:            B5.10, B5.20, B5.30, B5.40, B5.50, B5.60, B5.70, B5.80, B5.90 B5.100, B5.110, B5.120 B9.11, B9.21, B9.31, B9.32, B9.40
 
== Description:==
Risk Informed ISI for Class 1 B-F & B-4 Welds Component Numbers: Various B. Applicable Code Edition and Addenda The Code of Record for Indian Point Unit 2 Inservice Inspection Fourth Interval is the ASME Section XI Code, 2001 Edition including the 2003 Addenda.
C. Applicable Code Requirement ASME Code Section XI, 2001 Edition with 2003 Addenda,, IWB-2500-1 requires in part that for each successive 10-Year ISI Interval, 100% of Category B-F welds and 25%
of B-J welds for the ASME Class 1 piping NPS 4" or larger be selected for volumetric and surface examination. ASME Code Section XI, 2001 Edition with 2003 Addenda,,
IWB-2500-1 requires in part that for each successive 10-Year ISI Interval, 100% of Category B-F welds and 25% of B-J welds for the ASME Class 1 piping less then 4" NPS be selected for surface examination.
D. Reason for Request ASME Code Section XI, 2001 Edition with 2003 Addenda, IWB-2500-1, Examination Categories B-F and B-J currently contain the requirements for the non-destructive examination (NDE) of Class 1 piping components. The previously approved RI-ISI program (Reference 1) will be used for Class 1 piping (Examination Categories B-F and B-J) examination requirement as previously approved by the NRC, in accordance with 10CFR50.55a(a)(3)(i) whereas the proposed alternative provides an acceptable level of quality and safety.
E. Proposed Alternative and Basis for Use
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-05 REVISION 0 (Page 2 of 7)
Pursuant to 10 CFR 50.55a(a)(3), it is proposed that the NRC approved Indian Point 2 Risk-Informed Inservice Inspection Program (RI-ISI, Reference 1) will be used as an alternative to the inspection requirements of the 2001 Code with 2003 Addenda, ASME Section XI for Class 1 Code Examination Category B-J and B-F piping welds. The Indian Point 2 RI-ISI Program has been developed in accordance with the EPRI methodology contained in EPRI TR- 112657, "Risk-Informed Inservice Inspection Evaluation Procedure" (Reference 2). It was approved for use at Indian Point 2 during the 3 nd Period of the 3 rd Inspection Interval and is still applicable for the 4 th Inspection Interval. The Indian Point 2-specific RI-ISI program is summarized in Table 1. The RI-ISI program has been updated, consistent with the intent of NEI-04-05 (Reference 3) and continues to meet EPRI TR- 112657 and Reg. Guide 1.174 risk acceptance criteria.
Basis for Use:
In support of the above request, a review of various inputs required to develop the RI-ISI program was conducted to meet the Indian Point 2 commitment to maintain a living program. The effort consisted of reviewing PSA changes, plant design changes, procedures, NDE inspection results, plant specific operating history, industry operating events since the original RI-ISI submittal. No changes were identified that impact the RI-ISI program. Therefore, there has been no change to the 61 locations selected for NDE for the 4th interval relative to the 61 locations selected during the original RI-ISI program evaluation (see Table 1).
The Indian Point 2 RI-ISI program is a Class 1-only program and the EPRI RI-ISI method was used to update the program document. Essentially there were no changes as a result of the updating process. Reasons for this include a large portion of the piping, if it were to fail, would result in a LOCA, which for PWRs, typically results in a high consequence rank per in the EPRI methodology. Because of the order of magnitude approach in the EPRI RI-ISI methodology, even if the PRA changes (in this case CCDP values), the consequence rank will usually not change, especially for Class 1 systems. (Can we reword this ? a little awkward???)
With respect to the PRA, the model has undergone changes since the initial RI-ISI submittal. These include converting from a large event tree / small fault tree approach to a linked fault tree approach and resolution of all level A and B and most level C and D Facts and Observations (F&Os) identified during the peer review process. Examples of key changes to the PRA include:
    -    Credit for feedwater and/or condensate recovery, where available
    -    Treatment of cross header common cause for both the essential and non-essential service water headers
    -  Update of equipment performance and unavailability data
    -  Update and upgrade of the human error probabilities based on extensive thermal hydraulic calculations
    -    Incorporation of a more current reactor coolant pump seal LOCA model
    -    Inclusion of internal flooding events
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year IS1 Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-05 REVISION 0 (Page 3 of 7)
The remaining lower level F&Os have no significant effect on the model results and therefore have no bearing on the RI-ISI program. Again, a primary reason that the model changes since the original submittal do not impact the program is the Class 1 only nature of the Indian Point 2 RI-ISI program.
The ASME Code Section XI Code required minimum percentage (66%) was completed in the 1st and 2nd Period of the 3rd ISI Interval and the remaining thirty-four percent (34%)
of the RI-ISI program welds were completed by the end of the 3 rd Inspection Interval, as required by Reference 1. This Relief Request is to align the RI-ISI Interval and Code Year with the 4th Interval ISI Program. 100% of the RI-ISI Program weld examinations will be completed in the 4 th Inspection Interval.
F. Duration of Proposed Alternative Relief is requested for the Fourth Ten-Year interval (effective from March 1, 2007 through April 3, 2016). It should be noted that the plant's current (original) operating license will expire on September 28, 2013. ENO is in the process of license renewal application. The end date of the 4 th Interval will be controlled by the ISI/CISI Program Plan, commensurate with the Operating License Renewal Application.
G. Precedents NRC approved Indian Point 2 RI-ISI program (SER dated Marh 19, 2004, TAC No.
MC0624, via Reference 1).
H. Attachments
: 1. Table 1, "Inspection Location Selection Comparison between Previously Approved RI-ISI Program (3rd Inspection Interval) and this Relief'.
: 2. Table 2, "System Description".
: 1. References
: 1. USNRC Letter dated March 19, 2004, "Relief Request No. 63 Regarding Risk-Informed Inservice Inspection Program, Indian Point Nuclear Generating Unit No. 2 (TAC NO. MC0624)."
: 2. Revised Risk-Informed Inservice Inspection Evaluation Procedure, EPRI, Palo Alto, CA: 1999. TR-112657, Rev B-A.
: 3. NEI-04-05, "Living Program Guidance to Maintain Risk-Informed Inservice Inspection Programs for Nuclear Plant Piping Systems", dated April 2004.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-05 REVISION 0 (Page 4 of 7)
Table 1 Inspection Location Selection Comparison Between Previously Approved RI-ISI Program ( 3 rd Inspection Interval) and this Relief Failure Potential                      IstApproved      New RI-ISI Risk Weld RI-ISI Interval Code Count Category                Ote(thr    Interval System~1) Sytm)e                                Rank Consequenc Category              Rank                          DMs              Rank                  RI-ISI  2)      RI-ISI      2)
Medium      B-F      1    0              0    ___
2                  High        High          TASCS RC B-J      20    5              5 Medium B-F      1      1              1    ___
2                  High        High        TASCS, TT RC B-J      5      1              1 B-F      20      8              8    ___
Medium          High            None              Low RC            4 B-J    162    11              11 RC            5              Medium        Medium          TASCS          Medium      B-J      32      4              4 RC            7                  Low        Low            None              Low      B-J      12      0              0 CH            2                  High        High          TASCS            Medium      B-J      5      2              2 CH            4              Medium          High            None              Low      B-J      49      5              5 CH            5              Medium        Medium          TASCS          Medium      B-J      50      5              5 CH            6                  Low        Low            None          Medium      B-J    265      0              0 SI            2                  High        High          TASCS.          Medium      B-J      17      4              4
_  _ ___ ___    ___ __  ___  ___        IGSOO        _  _  _ _ _  _  _ _ _  __  _  _  _ _    _    _ _    _
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NUMBER: RR-05 REVISION 0 (Page 5 of 7)
Table 1 Inspection Location Selection Comparison Between Previously Approved RI-ISI Program (3 rd Inspection Interval) and this Relief Risk                                Failure Potential                      1St  Approved New RI-ISI Consequenc                                    Code    Weld RI-ISI Interval    Interval System __)
e Rank                                  Category Count          Other(        Other(
Category        Rank                        DMs            Rank                    RI-ISI2        RI-ISI    2)
SI        2          High          High          IGSCC          MEDIUM      B-J      31      8            8 SI        4          Medium        High          None            Low        B-J      6      1            1 SI        5          Medium      Medium          IGSCC          Medium      B-J      27      3            3 SI        6          Low        Medium          None            Low        B-J    102      0            0 AC        2          High          High        TASCS          Medium        B-J      6      2            2 AC        4          Medium        High          None            Low        B-J      2      1            1 AC        6          Low        Medium          None            Low        B-J      13      0            0
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NUMBER: RR-05 REVISION 0 (Page 6 of 7)
Notes
: 1. Systems are listed in Table 2.
: 2. The column labeled "Other" is generally used to identify augmented inspection program locations that are credited beyond those locations selected per the RI-ISI process, as addressed in Section 3.6.5 of EPRI TR-1 12657. This option was not applicable for the Indian Point Unit 2 RI-ISI application. The "Other" column has been retained in this table solely for uniformity purposes with other RI-ISI application template submittals.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-05 REVISION 0 (Page 7 of 7)
Table 2
 
===System Description===
RC - Reactor Coolant System CH - Chemical and Volume Control System SI - Safety Injection System AC - Auxiliary Cooling System (Residual Heat Removal)
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 1 of 13)
Proposed Alternative In Accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3)(i)
Alternative Provides Acceptable Level of Quality and Safety 1.0    ASME Code Component(s) Affected The affected component is the Indian Point Unit 2 (IP2) reactor vessel (2 1RV), specifically the following American Society of Mechanical Engineers (ASME) Boiler and Pressure Vessel (BPV) Code Section XI Examination Categories and Item Numbers covering examinations of the reactor vessel (RV). These examination categories and item numbers are from IWB-2500 and Table IWB-2500-1 of the ASME BPV Code, Section XI.
Examination Cateaorv Item No.            Description                      Component IDs B-A          B1.11          Circumferential Shell Welds      RPVC2, RPVC3, RPVC4 B-A          B1.21          Circumferential Shell Welds      RPVC5 B-A          B1.12          Longitudinal Shell Welds        RPVL1 thru RPVL8 B-A          B 1.22        Lower Meridional Shell Welds    RPVM1 thru RPVM6 B-A          B1.30          Shell-to-Flange Weld            RPVC1 B-D          B3.90          Nozzle-to-Vessel Welds          RPVN1 thru RPVN8 B-D          B3.100        Nozzle Inner Radius Areas        RPVN1(IR) thru RPVN8(IR)
(Throughout this request the above examination categories are referred to as "the subject examinations" and the ASME BPV Code, Section XI, is referred to as "the Code.")
2.0      Applicable Code Edition and Addenda The Code of Record for the IP2 third interval inservice inspection program plan is the ASME Section XI Code, 1989 Edition, No Addenda.
3.0      Applicable Code Requirement IWB-2412, Inspection Program B, requires volumetric examination of essentially 100% of reactor pressure vessel pressure retaining welds identified in Table IWB-2500-1 once each ten-year interval. In accordance with IWA-2430(d) and IWA-2430(e), the IP2 third inspection interval was scheduled to conclude on February 28, 2007. However, the completion date for the inspection of the subject examinations has been extended until the spring 2008 refueling outage as allowed by a previously approved relief request (References 15 and 16).
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 2 of 13) 4.0      Reason for Request An alternative is requested from the requirement of 1WA-2412, Inspection Program B, that volumetric examination of essentially 100% of reactor pressure vessel pressure retaining welds, Examination Categories B-A and B-D welds, be performed once each ten-year interval. This relief was approved for extension to go beyond the end of the third 10-Year interval by one refueling cycle. Entergy requests the subject examinations be extended by one additional refueling cycle beyond the currently scheduled inspection date of Spring 2008.
The intent of requesting an additional refueling cycle is to allow for deferment of the subject examinations to allow time for NRC review of industry efforts (References 1 and 2) on extending the in-service inspection (ISI) interval for the subject examinations from 10 to 20 years. These efforts use ASME Section XI Code Case N-691 (Reference 3) as the basis for using risk-informed insights to show that extending the inspection interval from 10 to 20 years results in a change in reactor vessel failure frequency that satisfies the requirements of Regulatory Guide 1.174 (Reference 4). Following NRC approval of these efforts, Entergy intends to submit a separate request to extend subject examinations from the current 10-year interval to 20 years for Indian Point Unit 2.
5.0      Proposed Alternative and Basis for Use The subject examinations are currently scheduled to be performed in the spring of 2008 during refueling outage 2R18 as allowed by Relief Request No. RR-73 (TAC No. MC7306, References 15 and 16). The proposed inspection date is one additional refueling outage beyond the currently scheduled date (of 2R18, spring 2008), to refueling outage 2R19 in the spring of 2010.
Basis for Use:
The requirements for a technical basis to postpone the subject examinations by one refueling cycle are contained in a letter, from R. Gramm of the NRC to G. Bischoff of the Westinghouse Owners Group, dated January 27, 2005 (Reference 5). This letter provides the basis for the one refueling cycle extension of the subject examinations. The same justifications are still valid as a basis for deferring the subject examinations by an additional refueling outage. The technical justification for the extension of the inspection interval for the subject examinations was developed based on the guidance provided in Reference 5. The technical justification consists of five areas.
These are described further below:
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 3 of 13) 5.1 Plant specific reactor vessel inservice inspection history 5.2 Fleet-wide reactor vessel inservice inspection history 5.3 Degradation mechanisms in the reactor vessel 5.4 Material condition of the reactor vessel relative to embrittlement 5.5 Operational experience relative to RV structural integrity challenging events 5.1    Indian Point Unit 2 Reactor Vessel Inservice Inspection History Indian Point Unit 2 is in its third inservice inspection interval for the reactor pressure vessel. The pre-service inspections, two inservice inspections (from the 1 st and 2 nd 10-year Intervals) have been performed on the Category B-A and B-D welds.
Inspections of the Category B-A and B-D welds had been performed in the 1 st and 2nd 10-Year intervals in accordance with Regulatory Guide 1.150 (Reference 6),
have achieved acceptable coverage, and with the exception of one indication (see the discussion below) no reportable indications have been found. Based on the examination method and coverage obtained, it is reasonable to conclude that the examinations were of sufficient quality to detect any significant flaws which could challenge reactor vessel integrity. The last inspection history for the welds to which the subject examinations apply is contained in the Indian Point Unit 2 RV 10-Year Inspection Report Summary (Attachment 2).
Reactor Vessel Indication at 345 Degrees Vessel Azimuth During the 1st 10-year Reactor Vessel examination in 1984, an indication was reported in the reactor vessel lower shell course located in Circumferential Weld RPVC-3, approximately 240 inches below the vessel flange at vessel azimuth 345 degrees. Based on the detected dimensions, the indication could not be found to be acceptable per ASME Section XI IWB-3500. While the NRC, in their October 16, 1984 safety evaluation concurred that the size of the indication was acceptable for plant operation, they required an augmented inspection program for the reactor vessel, which was incorporated into the IP2 Technical Specifications. This indication was re-inspected in 1987, where the indication characterization (size, orientation, reflector type) was established by the use of more advanced sizing techniques. This indication was conservatively bounded by a length of 3.9 inches, a through-wall dimension of 0.37 inches and a ligament distance (metal between the flaw bottom edge and the outside diameter surface) of 0.23 inches. Based on these dimensions, the indication was found to be acceptable per ASME Section XI IWB-3500 acceptance criteria. In the safety evaluation dated July 12, 1988, the NRC
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 4 of 13) concluded that the required augmented inspection could be discontinued (Reference 7). Furthermore, it was concluded that the indication was most likely a subsurface welding inclusion that has existed unchanged since the vessel was fabricated.
During the 2 nd 10-year reactor vessel examination in 1995, the indication located at approximately 240 inches below the vessel flange at vessel azimuth 345 degrees was of particular interest. While there were some variations in the examination results due to differences in the examination system and examination methodology from the prior exams, the indication characteristics as noted in the 1984, 1987, and 1995 examinations remained the same. The indication is embedded and its dimensions were compared to the acceptance criteria of ASME Section XI IWB-3500 and found to be acceptable.
5.2    Fleet wide Reactor Vessel Inservice Inspection History As part of the technical basis for ASME Code Case N-691, "Application of Risk-Informed Insights to Increase the Inspection Interval for Pressurized Water Reactor Vessels," (Reference 3) a survey of reactor vessel ISI history for 14 pressurized water reactors was performed. These 14 plants represented 301 total years of service and included reactor vessels fabricated by various vendors. The plants surveyed reported that no reportable findings had been discovered during examinations of their reactor vessel Category B-A and B-D welds.
It is widely recognized in the fracture mechanics community that fatigue crack growth of embedded flaws is substantially smaller than that of surface breaking flaws. Surface breaking flaws in the reactor vessel cladding are typically a result of lack of fusion defects between bands of cladding. In studies performed by Pacific Northwest National Laboratory for the NRC Pressurize Thermal Shock (PTS) Risk Reevaluation (Reference 8), it was determined that in plants with multi-pass cladding, for a flaw to exist through the cladding, two flaws would have to be aligned on top of one another. The probability of this occurring is very low
(<0.0001). The Indian Point Unit 2 reactor vessel is constructed with multi-pass cladding and therefore has a low probability of containing through-cladding surface-breaking flaws.
All PWR plants have performed their first 10-year ISI of the subject examinations.
No surface-breaking or unacceptable near-surface flaws have been found in any of these inspections performed per the requirements of Regulatory Guide 1.150 (Reference 6) or ASME Section XI Appendix VIII.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 5 of 13) 5.3      Degradation Mechanisms in the Reactor Vessel The welds for which the subject examinations are conducted are similar metal low alloy steel welds. The only currently known degradation mechanism for this type of weld is fatigue due to thermal and mechanical cycling from operational transients. Studies have shown that while flaw growth of simulated flaws in a reactor vessel would be small, the operational transient, which has the greatest contribution to flaw growth, is the cooldown transient. The cooldown transient is a low frequency transient and is not expected to occur more than a few times during the requested inspection extension period. Therefore, any flaw growth during the requested deferral period will be inherently small.
With regard to the indication in RPVC-3 discussed in Section 5.1, flaw growth is very unlikely. This indication is embedded close to the surface of the outside diameter. As discussed in Section 5.2 above, fatigue crack growth of embedded flaws is significantly less than that of surface flaws. However, of greater significance for the subject indication is its location of 0.23 inches from the outside diameter of the reactor vessel. Given that cooldown transients do not cause tensile stresses on the outside diameter of the reactor vessel, growth of the indication due to cooldown transient is improbable. Furthermore, flaws on or near the outside diameter of the reactor vessel present a minimal challenge to structural integrity in PTS scenarios in contrast to inside diameter flaws. It is possible for an outside diameter flaw to experience flaw growth during a heatup scenario. However, due to system limitations, and the Technical Specifications that limit heat-up rates to a maximum of 100&deg;F/hour, the potential for growth of the indication during a heatup is small. Therefore, given the location of this indication, it does not present a significant challenge to structural integrity and it is highly unlikely that this indication would experience enough growth during the requested interval extension for it to exceed the Table IWB-3510-1 acceptance standards.
The fatigue usage factors for the welds in the subject examinations are much less than the ASME Code design limit of 1.0 after 40 years of operation. These usage factors are calculated using a very conservative design duty cycle. It is very unlikely that more than a few of these events (e.g. heatup or cooldown) would actually occur during the extension period of this proposed alternative.
It is important to note that this request does not apply to any dissimilar metal welds, including Alloy 600 base-metal or Alloy 82/182 weld material where primary water stress corrosion cracking (PWSCC) is a concern. The RV dissimilar metal welds have been inspected in 2R17 2006 refueling outage with no recordable indications.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 6 of 13) 5.4      Material Condition of the Reactor Vessel Relative to Embrittlement The reactor vessel beltline is the limiting area in terms of embrittlement for the subject examinations. The composition of each material in the reactor vessel beltline, along with the fluence and embrittlement data, can be found in the NRC Reactor Vessel Integrity Database (RVID) (Reference 9). Prior to the Stretch Power Uprate (SPU) license amendment request, this information was re-evaluated for Indian Point Unit 2 considering the fluences associated with the SPU in WCAP-15629, Revision 1 (Reference 10) and was approved by the NRC staff In support of the SPU license amendment request, additional analyses were performed to incorporate the actual thermal and power history data associated with the operating cycles after the effort supporting WCAP-15629, Revision 1 was completed. The NRC staff reviewed this information and concluded in Reference 12 that the effect of the additional operating data was negligible. This information is provided for Indian Point Unit 2 in Attachment 2.
10CFR50.61 currently provides Pressurized Thermal Shock (PTS) screening criteria of RTprs equal to 270'F for plates and axial welds and RTprs equal to 300'F for circumferential welds. For Indian Point Unit 2, the intermediate shell plate (B-2002-3) is the limiting material and its RTprs value at 32 EFPY is well below the current PTS screening criteria (See Attachment 3). Furthermore, it is recognized by the NRC and industry that a large amount of conservatism exists in the current PTS screening criteria. In the NRC PTS Risk Re-evaluation, results have shown that it may be possible to remove an amount of conservatism equivalent to reducing a plant's RTprs value by at least 70'F. While the exact amount of conservatism that will be removed has not been determined, it is clear that Indian Point Unit 2 will be below the current PTS screening criteria during the extension period and further below the potential revised PTS screening criteria.
5.5      Operational Experience Relative to RV Structural Integrity Challen2ing Events It is widely recognized that the greatest possible challenge to reactor pressure vessel integrity for a PWR is PTS. A PTS event can be generally described as a rapid cooling of the reactor vessel followed by a late re-pressurization. Plants have taken steps such as implementing emergency operating procedures and operator training to lower the likelihood of a PTS event occurring. Due to the implementation of such measures, the number of occurrences of PTS events fleetwide is very small.
When considered over the combined fleetwide PWR operating history, the frequency of PTS events is very small. When considering the frequency of PTS events and the length of the requested extension, the probability of a PTS event occurring during the requested extension is also very low. Combining the low
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 7 of 13) probability of a PTS event with the low probability of an unacceptable flaw existing in the reactor vessel (given the previously discussed inspection history), the probability of reactor vessel failure due to PTS is also very small.
Indian Point Unit 2 has implemented emergency operating procedures and operator training to prevent the occurrence of PTS events. IP2 Emergency Procedure, FR-P. 1, "Response to Imminent Pressurize Thermal Shock Condition," provides actions to avoid, or limit thermal shock or pressurized thermal shock to the reactor pressure vessel, or overpressure conditions at low temperature. The IP2 Nuclear Operators systematically get trained on the Training Simulator on EOP Emergency Procedure, FR-P. 1 at least once every two years.
IP2 has not performed an analysis in accordance with the requirements of Regulatory Guide 1.154 (Reference 13). IP2 minimizes the amount of neutron fluence accumulated at the RV beltline using a low leakage core, to keep the RV below the PTS screening criterion, obviating the need to perform this analysis.
Additionally, IP2 has performed an assessment of the plant's design and operating procedures and concluded that the likelihood of a severe PTS event over the next operating cycle which could challenge the integrity of the RPV, if a flaw was present, is very low.
This assessment is contained in Attachment 1.
The current requirements for inspection of reactor vessel pressure-containing welds have been in effect since the 1989 Edition of the ASME BPV Code, Section XI. The industry has expended significant cost and man-rem exposure that have shown no service-induced flaws in the reactor vessel (RV) for ASME Section XI Category B-A and B-D RV welds.
ASME Section XI Code Case N-691 and industry efforts have shown that risk-insights can be used to extend the reactor vessel inservice inspection interval from 10 to 20 years. This extension satisfies the change in risk requirements of Regulatory Guide 1.174 and in accordance with 10CFR50.55a(a)(3)(i) maintains an acceptable level of quality and safety.
Based on these efforts having shown that the risk of vessel failure with a 10-year inspection interval extension is low and achieves an acceptable level of quality and safety, it is reasonable to conclude that a second one refueling cycle extension will also achieve an acceptable level of quality and safety. Furthermore, items 5.1 through 5.5 of Section 5 provide a qualitative basis that the risk associated with extending the inspection interval by one additional refueling cycle is small. Therefore, Entergy considers the proposed alternative for the subject examinations at Indian Point Unit 2 to provide an acceptable level of quality and safety in accordance with 10CFR50.55a(a)(3)(i).
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 8 of 13) 6.0    Duration of Proposed Alternative The alternative is requested to defer the subject examinations by one additional refueling cycle (to 2R19) beyond the approved RR-73 extension. This request is applicable to Entergy's Inservice Inspection Program for the Third Ten-Year Interval for IP2. This Relief Request (RR-06) and will be tracked under the 4th 10-Year Interval ISI Program Plan.
7.0    References
: 1. WCAP-16168-NP,"Risk-Informed Extension of Reactor Vessel In-Service Inspection Interval," October 2003.
: 2. NRC to WOG,"WOG Request for the Staff Review of Topical Report WCAP-16168-NP Risk-informed Extension of Reactor Vessel In-Service Inspection Intervals," August 18, 2004.
: 3. ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Code Case N-691, "Application of Risk-Informed Insights to Increase the Inspection Interval for Pressurized Water Reactor Vessels," Section XI, Division 1, November 2003.
: 4. Regulatory Guide 1.174, "An Approach for Using Probabilistic Risk Assessment in Risk-Informed Decisions on Plant-Specific Changes to the Licensing Basis," dated November 2002.
: 5. R. Gramm of the NRC to G. Bischoff of the WOG, "Summary of teleconference with the Westinghouse Owners Group regarding potential one cycle relief of reactor pressure vessel shell weld inspections at pressurized water reactors related to WCAP-16168-NP, "Risk-Informed Extension of Reactor Vessel In-Service Inspection Intervals"," January 27, 2005
: 6. Regulatory Guide 1.150, "Ultrasonic Testing of Reactor Vessel Welds During Pre-service and Inservice Examinations," dated February 1983.
: 7. "NRC Safety Evaluation by the Office of Nuclear Reactor Regulation, Evaluation of the Flaw Indication Detected in the Reactor Pressure Vessel, Consolidated Edison Company, Indian Point Unit 2, Docket No, 50-247," July 12, 1988.
: 8. NRC Memorandum, Thadani to Collins, "Technical Basis for Revision of the Pressurized Thermal Shock (PTS) Screening Criteria in the PTS Rule (10CFR50.61)," December 31, 2002.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 9 of 13)
: 9. Nuclear Regulatory Commission Reactor Vessel Integrity Database, Version 2.0.1, July 6, 2000.
: 10. WCAP-15629, Revision 1, "Indian Point Unit 2 Heatup and Cooldown Limit Curves for Normal Operation and PTLR Support Documentation," December 2001.
: 11. SE for WCAP-15629, Needed.
: 12. "NRC Safety Evaluation by the Office of Nuclear Reactor Regulation Related to Amendment No. 241 to Facility Operating License No. DPR-26, Entergy Nuclear Operations Inc., Indian Point Nuclear Generating Unit No. 2, Docket No. 50-247,"
October 27, 2004.
: 13. Regulatory Guide 1.154, "Format and Content of Plant-Specific Pressurized Thermal Shock Safety Analysis Reports for Pressurized Water Reactors," dated January 1987.
: 14. Request for Relief No. RR-73, Third Ten-Year Interval Inservice Inspection Program Request for Authorization to Extend the Third 10-Year Inservice Inspection for the Reactor Vessel Weld Examinations, dated 6/08/06.
: 15. NRC Safety Evaluation Report regarding Indian Point Unit 2 - Relief Request No.
RR-73 (TAC NO. MC7306), February 22, 2006.
: 16. NRC letter "Indian Point Nuclear Generating Unit No. 2 - Supplement to Relief Request (RR) No. 73 (TAC No. MC7306)," March 16, 2006.
8.0    Attachments 8.1    Attachment 1, Indian Point Unit 2 PTS Assessment 8.2    Attachment 2, Indian Point Unit 2 RV 10-Year Inspection Report Summary 8.3    Attachment 3, Indian Point Unit 2 Reactor Vessel Materials Information (32 EFPY)
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 10 of 13)
Attachment 1 Indian Point Unit 2 PTS Assessment Indian Point 2 (IP2) has characteristics (design and operating procedures) that assure the likelihood of a severe PTS event over the next operating cycle, which would challenge the integrity of the RPV if a flaw is present, is very low.
: 1. IP2 is currently operating with P-T curves qualified for 25 Effective Full-Power Years of operation. The projected end of the current cycle is 21.8 EFPY and that of the following cycle is 23.7 EFPY. Therefore, there is some margin in the curves as they apply today. Extension of the testing requirements by one cycle will not require revision of the P-T curves in the interim. Furthermore, Westinghouse has performed integrity analyses of the IP2 reactor vessel for the Appendix K power uprate and the Stretch Power Uprate. The most recent of these analyses (SPU, in Calc Note CN-RCDA-03-39) confirms that the reactor vessel RT-PTS values and Upper Shelf Energies for plates and welds are within screening criteria through a projected End-of-License bumup of A EFPY.
: 2. Indian Point Unit 2 is a base-load plant, which means that its primary function is to reach full-power at the beginning of an operating cycle and remain there until the next refueling outage. The absence of a load-follow operating strategy minimizes the likelihood of entering a PTS-risk type transient during the operating cycle. It is not possible to predict whether mid-cycle trips or forced outages may occur, but Entergy's plan for IP2 operation is 100% base load throughout cycle life.
: 3. One design characteristic that is used to enhance vessel integrity is the low-leakage core design. This design strategy has been in use for many cycles at IP2. Its intent is to reduce the neutron flux on the inner vessel wall, particularly the most-highly exposed areas at the core corners. Reduction of neutron flux aids in reducing the impact of PTS events.
: 4. IPEC has a reactor vessel surveillance program, which is not a program that every utility has. This is a proactive means of monitoring the embrittlement of the vessel over time. The RT-PTS calculations for the IP2 vessel were performed using both analytical and surveillance methodologies, with acceptable results in all cases.
The accident sequences listed below are identified to cause the more severe PTS events and thereby dominate the risk. The IP2 operator response to each of the sequences listed below would be in accordance with the IP2 Emergency Operating Procedures (EOPs). The procedural guidance for these conditions would limit the severity of a PTS event from the initiators. By taking the actions to limit the cooldown and subsequent repressurization of the RCS by plant design and operator response per approved procedures, would limit the
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 11 of 13) severity and challenge to the Reactor Pressure Vessel.
Sequence 1 Any transientwith reactortripfollowed by one stuck-open pressurizersafety relief valve that re-closes after about 1 hour. Severe PTS events also require the failure to properly control high-head injection.
During this event, the reactor trip and a Safety Injection would occur on Low Pressurizer Pressure. Based on this the Operators would address the condition per the applicable IP 2 Emergency Operating procedures.
The operators would enter Emergency Operating Procedure (EOP) E-0 Reactor Trip or Safety Injection. The major actions taken in this procedure are to verify the reactor has tripped, a Steam Generator (SG) heat sink has been established via Auxiliary Feedwater and Safety Injection (SI) flow established. The operators would check for an uncontrolled Reactor Coolant system (RCS) cooldown and isolate any steam flow and limit AFW flow if a cooldown was occurring.
The operators would transition from E-0 to E-1 Loss' of Reactor or Secondary Coolant. In this procedure the operator would again verify the SG's as a heat sink, reset the SI signal to regain manual control of the equipment and check to see if the SI can be terminated. As long as the valve remained open at this time the expected transition would be to ES-1.2 Post LOCA Cooldown and Depressurization.
ES-1.2 will perform a RCS controlled cooldown, depressurization, and SI reduction sequence. This would continue until Residual Heat Removal system could be placed in service to cool the plant down into Mode 5.
As soon as the operators transition from E-0 to another procedure, in this case E-1, the STA would start to monitor the EOP Critical Safety Function Status Trees (CSFST's), the 4 th highest priority one being RCS Integrity (PTS) behind, Subcriticality, Core Cooling, and Heat Sink. The normal procedural flow path would have the operators attempt to limit the cooldown and control SI flow. If a PTS concern developed the operators would be notified by the STA and then would transition to the applicable PTS mitigation procedure FR-P. 1 or 2, Response to Imminent or Anticipated Pressurized Thermal Shock Condition. Directions are given to maintain RCS pressure less than the Cold Overpressure Limit.
After the initial transition from E-0, the EOP's have a "foldout" page associated with each procedure which has parameters to be monitored throughout that procedure set. In this case with E-1 and ES-1.2, one of the foldout page items is to monitor for SI termination criteria.
This would be met when the failed valve closes in about the 1 hour time frame. The
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 12 of 13) operators would verify that RCS pressure was greater than the shut off head of the SI system, a SG heat sink has been established, and the RCS is intact. The operators would then transition to ES- 1.1 SI Termination. Here SI system pumps would be secured and pressure controlled.
If a PTS condition had occurred during this time (as evidenced by CSFST's) the operators would have direction from FR-P1 to not cooldown or increase pressure until an hour soak time was completed.
Sequence 2 Large loss of secondary steam from steam line break or stuck-open atmosphericdump valves. Severe PTS events also requirethefailure to properly control auxiliaryfeedwater flow rate and destination (e.g., away from affected steam generators),andfailure to properly control high-pressureinjection.
During this event, the operators would cause a manual reactor trip to occur if an automatic setpoint was not reached. This is in accordance with AOP-UC-1 Uncontrolled Cooldown.
The Operators would also close the Main Steam Isolation Valves. This is done to isolate any downstream line break. In this case an Atmospheric Dump valve is failed open which would not isolate the steam flow. The operators would then transition to E-0 Reactor Trip or SI.
The operators would verify the reactor has tripped and a heat sink has been established and transition to ES-0. 1 Reactor Trip Response. The first step in ES-0. 1 checks for an uncontrolled cooldown. Again AFW is limited and steam flow is isolated. The operators can take action to isolate AFW flow to the SG with the failed valve in accordance with the EOP users guide (OAP-12).
CSFST's are monitored upon the transition from E-0. If a PTS condition is entered the operators would be directed to the applicable FRP procedure, FR-P. 1 or 2.
If a SI signal occurs, the operators would transition to E-2 Faulted SG Isolation. This procedure would isolate the SG to limit the cooldown affects. Then a transition to E-1 occurs. From here the same procedural flow path as sequence 1 would occur. When the isolated SG dries out, SI termination criteria would soon be met.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NO: RR-06 Revision 0 (Page 13 of 13)
Sequence 3 Four-to nine-inch loss-of-coolant accidents. Severity of PTS event depends on break location (worst location appearsto be in the pressurizerline) andprimary injection systems flowrate and water temperature.
The plant and operator response to this event would be the same as condition 1 with the exception that SI termination would not be met. The operators would continue in ES-1.2 and place RHR in service.
 
ntffj:W A1TACHMENT 2 Indian Point Unit 2 RV 10-Year Inspection Report Summary 1  B-A I B1.11    HPVU2          L-SHLLL WELL HV LAIHU                              March, 1995      IUU.U        Z                  U    U    Acceptable by 1980 IWB-3510-1 I      I      I      I                                    I              I          I            -I            I    I 2  B-A  I B1.11  RPVC3  RV CW INDICATION (Note 2)              March, 1995      100.0        9                  0    0    Acceptable by 1980 IWB-3510-1 3  B-A    B1.11  RPVC4  RV CIRC SHELL WELD                    March, 1995      91.0          0                0    0 4  B-A    B1.12  RPVL1  RV Longitudinal Weld @007              March, 1995      90.3        0                  0    0 5  B-A    B1.12  RPVL2  RV Longitudinal Weld @127              March, 1995      91.8        0                  0    0 6  B-A    B1.12  RPVL3  RV Longitudinal Weld @247              March, 1995      91.6        0                  0    0 7  B-A    B1.12  RPVL4  RV Longitudinal Weld @060              March, 1995      100.0        0                  0    0 8  B-A    B1.12  RPVL5  RV Longitudinal Weld @ 180            March, 1995      100.0          0                0    0 9  B-A    B1.12  RPVL6  RV Longitudinal Weld @300              March, 1995      100.0          1                0    0    Acceptable by 1980 IWB-3510-1 10  B-A    B1.12  RPVL7  RV Longitudinal Weld @165              March, 1995      95.0        0                  0    0 11  B-A    B1.12  RPVL8  RV Longitudinal Weld @345              March, 1995      95.0          1                0    0    Acceptable by 1980 IWB-3510-1 12  B-A    B1.21  RPVC5  Circumferential Bottom Head Weld      March, 1995      Note 3        0                0    0 13  B-A    B1.22  RPVM1  RV Lower Head MW      @150            March, 1995      56.0          0                0    0 14  B-A    B1.22  RPVM2  RV Lower Head MW      @090            March, 1995      56.0        0                  0    0 15  B-A    B1.22  RPVM3  RV Lower Head MW      @030            March, 1995      56.0          0                0    0 16  B-A    B1.22  RPVM4  RV Lower Head MW      @330            March, 1995      56.0        0                  0    0 17  B-A    B1.22  RPVM5  RV Lower Head MW      @270            March, 1995      56.0        0                  0    0 18  B-A    B1.22  RPVM6  RV Lower Head MW      @210            March, 1995      56.0          1                0    0    Acceptable by 1980 IWB-3510-1 19  B-A    B1.30  RPVC1  RV Shell to Flange Circ Weld          March, 2004      100.0          0                0    0 21  B-D    B3.90  RPVN1  Nozzle-to-Vessel Weld RO@022          March, 1995      100.0        0                  0    0 22  B-D    B3.90  RPVN2  Nozzle-to-Vessel Weld R1@067          March, 1995      100.0        0                  0    0 23  B-D    B3.90  RPVN3  Nozzle-to-Vessel Weld RI @ 113        March, 1995      100.0        0                  0    0 24  B-D    B3.90  RPVN4  Nozzle-to-Vessel Weld RO @ 158        March, 1995      100.0        0                  0    0 25  B-D    B3.90  RPVN5  Nozzle-to-Vessel Weld RO@202          March, 1995      100.0          0                0    0 26  B-D    B3.90  RPVN6  Nozzle-to-Vessel Weld RI@247          March, 1995      100.0        0                  0    0 27  B-D    B3.90  RPVN7  Nozzle-to-Vessel Weld RI@293          March, 1995      100.0        0                  0    0 B3.90 I RPVN8  Nozzle-to-Vessel Weld RO@338          March. 1995      100.0__      0                  0    0 28 1 B-D                                                                          _ ___      t___ __ ___C  __________I    I  ____________________0
                                                      -t                -
Sh. 1 of 2
 
;iOEntffgy A1TACHMENT 2 Indian Point Unit 2 RV 10-Year Inspection Report Summary 29  B-D    B3.100    RPVN1(IR)    RV Noz Inside Rad RO@022                March,1995        100.0            0                0                    0 30  B-D    B3,100    RPVN2(IR)    RV Noz Inside Rad RI@067                March, 1995        100.0            0                0                    0 31  B-D    B3.100    RPVN3(IR)    RV Noz Inside Rad R1@113                March, 1995        100.0            0                0                    0 32  B-D    B3.100    RPVN4(IR)    RV Noz Inside Rad RO@158                March, 1995        100.0            0                0                    0 33  B-D    B3.100    RPVN5(IR)    RV Noz Inside Rad RO@202              March, 1995        100.0            0                0                    0 34  B-D    B3.100    RPVN6(IR)    RV Noz Inside Rad RI@247              March, 1995        100.0            0                0                    0 35  B-D    B3. 100    RPVN7(IR)    RV Noz Inside Rad RI@293              March, 1995        100.0            0                0                    0 36  B-D    B3.100    RPVN8(IR)    RV Noz Inside Rad RO@338              March, 1995        100.0            0                0                    0 Notes: (1) Due to improvements in inspection technology, the most recent inspection is considered to be of the greatest quality of the inspections performed. In some instances, indications were found during inspections and then, in later inspections with improved equipment, were determined to be reflections rather than indications. Therefore, the inspection data provided in this table is for the most recent inservice inspection.
(2) During the 1st 10-Yr Reacotr Vessel examination in 1984, an indication was reported in the vessel shell located in RVPC3, about 240 inches below the vessel flange at vessel azimuth 345 degrees. Despite the difference in the examination results the indication characteristics as noted in 1984, 1987, and 1995 examination remain the same. The indication is embedded and its dimensions were compared to the acceptance criteria of ASME Xl IWB-3500 and found acceptable. Reference NRC SER TAC 64457.
(3) Weld inaccessible for Ultrasonic Inspection (UT); VT-2 performed per NRC letter to Consolidated Edison; "Second Ten-Year Inservice Inspection Program Plan Safety Evaluation Report',
dated March 16, 1989.(TAC No. 60047).
Sh. 2 of 2
 
te,rgY A'TACHMENT 3 Indian Point Unit 2 Reactor Vessel Materials Information (32 EFPY)
U,,!
Shell 1
Plate                  B-2002-1                Intermediate        0.19      0.65        34 -&deg;F      114 QF (Pos 2.1)      17 QF 1173 QF    56 Shell Plate                  B-2002-2              Intermediate        0.17      0.46        21 &deg;F        115.1 2F (Pos 1.1)    34 -F    178 -F  58 Shell 2      Plate                  B-2002-2                Intermediate        0.17      0.46        21 -F        118.2 2F (Pos 2.1)    34 2F    182 -F  58 Shell Plate                  B-2002-3                Intermediate        0.25      0.60        21 9F        176 9F (Pos 1.1)      34-oF    244 9F  50.3 Shell Plate                  B-2002-3                Intermediate        0.25      0.60        21 -F        181.9 2 F (Pos 2.1)  17 -F    233 2F  50.3 Shell 4      Plate                  B-2003-1                Lower Shell        0.20      0.66        20 -F        152 -F (Pos 1.1)      34 -F    217 9F  52 5      Plate                  B-2003-2              Lower Shell          0.19      0.48        -20 2F      142 2F (Pos 1.1)      34 -F    166 -F  61 Longitudinal Weld      (Heat # W5214)          Intermediate &      0.21      1.01        -56 2F      230.2 -F(Pos 1.1)    65.5 2F 231 -F    69 Lower Shell Longitudinal Weld      (Heat # W5214)          Intermediate &      0.21      1.01        F      254.7 2F (Pos 2.1)    44 2F    233 -F  69 Lower Shell 7      Girth Weld            (Heat # 34B009)        Intermediate &      0.19      1.01        F      220.9 2F (Pos 1.1)    65.5 2- F 246 9F  56 Lower Shell Note(s): 1. "Pos 1.1" and "Pos 2.1" refer to positions in Reg Guide 1.99 Rev. 2. Whenever data was available, RT-PTS was calculated using both positions.
: 2. All upper shelf energies are above 50 ft-lb at 32 EFPY. Current license expiration burnup is estimated at about 29 EFPY.
: 3. All RT-PTS values are significantly below the Reg Guide 1.99 Rev. 2 screening criteria values of 270 9F (plates and axial welds) and 300 -F (circumferential welds) at EOL.
Cu Copper                                                                          wt% Weight by percentage Ni Nickel                                                                        RTPTs  Reference Temp., Pressurize Thermal Shock RTNDT  Reference Temp., Nil-Ductility Transition Sh. 1 of 1
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-07 REVISION 0 (Page 1 of 4)
Proposed Alternative In Accordance with 10 CFR 50.55a(a)(3)(i)
Alternative Provides Acceptable Level of Quality and Safety A. ASME Code Component(s) Affected The reactor pressure vessel head (RPVH), which includes control rod drive mechanism (CRDM) penetrations (90), In-Core Instrumentation (ICI) penetrations (7), and one head vent penetration, is an American Society of Mechanical Engineers (ASME) Boiler and Pressure Vessel Code, Section III, Class 1 component.
B. Applicable Code Edition and Addenda The Code of Record for Indian Point Unit 2 Inservice Inspection Fourth Interval is the ASME Section XI Code, 2001 Edition including the 2003 Addenda.
The Reactor Vessel Construction Code is ASME Section III, 1965 Edition, through Summer 1965 Addenda, including Code Cases 1332, 1335, 1339, and 1359.
C. Applicable Code Requirement I. ASME Section XI Code:
* ASME Code Section XI 2001 Edition with 2003 Addenda, IWA-4221, "Construction Code and Owner's Requirements," states (a) An item to be used for repair /replacement activities shall meet the Owner's Requirements. Owner's Requirements may be revised, provided they are reconciled in accordance with IWA-4222. Reconciliation documentation shall be prepared.
(b) An item to be used for repair/replacement activities shall meet the Construction Code specified in accordance with (1), (2), or (3) below.
(1) When replacing an existing item, the new item shall meet the Construction Code to which the original item was constructed.
(2) When adding a new item to an existing system, the Owner shall specify a Construction Code that is no earlier than the earliest Construction Code used for construction of any system of any originally installed item in that system.
(3) When adding a new system, the Owner shall specify a Construction Code that is no earlier than the earliest Construction Code used for other systems that perform a similar function.
(c) As an alternative to (b) above, the item may meet all or portions of the requirements of different Editions and Addenda of the Construction Code, or
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REOUEST NUMBER: RR-07 REVISION 0 (Page 2 of 4)
Section III when the Construction Code was not Section III, provided the requirements of IWA-4222 through IWA-4226, as applicable, are met.
Construction Code Cases may also be used. Reconciliation required by this article shall be documented ........
II.      Applicable Construction Code
* The applicable Construction Code is ASME III, 1965 Edition, through the Summer 1965 Addenda, including Code Cases 1332, 1335, 1339, and 1359. In accordance with IWA-4221 for reactor vessel head penetration repairs, Entergy will follow the applicable requirements of the ASME Section III, in conjunction with the proposed alternatives as described in Section "E" below, on these reactor vessel head penetration repairs.
        " ASME Section III Base metal Repairs and the following Sub-articles:
NB-4131, "Elimination and Repair of Defects" NB-2538, "Elimination of Surface Defects" NB-2539.1, "Defect Removal" NB-4211.1, "Preheating Before Thermal Cutting" NB-2539.4, "Examination of Repair Welds" Weld Metal Defect Repairs NB-4451, "General Requirements" NB-4452, "Elimination of Surface Defects' NB-4453.1, "Defect Removal" D. Reason for Request Entergy will be performing RPVH inspections during future refueling outages to meet the requirements of the NRC First Revised Order EA-03-009 (Reference 1). Entergy is requesting this relief as a contingency in the event that flaws requiring repair are identified during these inspections. The proposed embedded flaw process as described in WCAP-15987-P-A (Reference 2), which incorporates the NRC Safety Evaluation (SE),
and Reference 3 regarding J-groove weld inspection provide an acceptable alternative to repair reactor vessel head penetrations in accordance with the original construction code requirements.
E. Proposed Alternative and Basis for Use It is proposed that the embedded flaw process as described in WCAP-15987-P-A (Reference 2), which incorporates the NRC Safety Evaluation (SE), and Reference 3
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-07 REVISION 0 (Page 3 of 4) regarding J-groove weld inspection as an alternative to repair reactor vessel head penetrations in accordance with the original construction code requirements and the requirements of ASME Section III, NB-4131, NB-2538 and NB-2539.1 to eliminate base material defects prior to repair welding.
Basis for Use:
In the NRC SE incorporated in Reference 2, the NRC staff concluded that, subject to the specified conditions and limitations, the embedded flaw process proposed in the WCAP provides an acceptable level of quality and safety. The staff also concluded that the WCAP is acceptable for referencing in licensing applications.
In both cases of the ID and the OD overlay repair welds, the proposed substitute examination methods have been previously demonstrated to be adequate for flaw detection and sizing as shown in Reference 3.
The embedded flaw repair process is considered a permanent repair that will last through the useful life of the RPVH. As long as a primary water stress corrosion cracking (PWSCC) flaw remains isolated from the primary water environment the only known mechanism for any further potential propagation is fatigue. The calculated fatigue usage in this region is very low, because the reactor vessel head region is isolated from the transients that affect the hot leg or cold leg piping.
The thickness of the weld used to embed the flaw has been set to provide a permanent embedment of the flaw. The embedded flaw process imparts less residual stresses than weld repair following the complete removal of the flaw.
Since Alloy 52/152 (690) weldment is considered highly resistant to PWSCC, a new PWSCC crack should not initiate and grow through the Alloy 52/152 overlay to reconnect the primary water environment with the embedded flaw. The resistance of the alloy 690 material has been demonstrated by laboratory testing, and in approximately 12 years of operational service in steam generator tubes, where no PWSCC has been found.
The design, implementation of repairs, and inspections will be consistent with the information contained in References 2 and 3.
The embedded flaw repair overlay welds on the penetration J-groove welds will consist of a minimum of 3 deposited layers. The embedded flaw repair overlay welds on the inside diameter (ID) and the outside diameter (OD) of the penetration tube material will consist of a minimum of 2 deposited layers of weld, consistent with References 2 and 3 to minimize welding induced residual stresses and material distortion. In the case of repairs on the ID surface, the 2 layer approach results in a reduced inlay excavation depth.
 
Indian Point Unit 2 Fourth 10-year ISI Interval RELIEF REQUEST NUMBER: RR-07 REVISION 0 (Page 4 of 4)
The embedded flaw repair process is considered to be an acceptable alternative to Code requirements and provides an acceptable level of quality and safety, as required by 10 CFR 50.55a(a)(3)(i).
F. Duration of Proposed Alternative Relief is requested for the Fourth Ten-Year interval (effective from March 1, 2007 through April 3, 2016). It should be noted that the plant's current (original) operating license will expire on September 28, 2013. ENO is in the process of license renewal application. The end date of the 4h Interval will be controlled by the ISI/CISI Program Plan, commensurate with the Operating License Renewal Application.
G. PRECEDENTS
: 1. Relief was approved for IP2 & 1P3 during the 3 rd ISI Interval, dated 10/05/2004, NRC Safety Evaluation (TAC NOS. MC3281 AND MC3282) (Ref. 4).
: 2. A similar request for relief was approved for Palo Verde Units 1, 2, and 3 (Ref. 5).
H. REFERENCES
: 1. U. S. Nuclear Regulatory Commission (NRC) Order EA-03-009, "Issuance of First Revised Order Establishing Interim Inspection Requirements for Reactor Pressure Vessel Heads at Pressurized Water Reactors," dated February 20, 2004.
: 2. Westinghouse Topical Report, WCAP-15987-P, Revision 2-P-A, "Technical Basis for the Embedded Flaw Process for Repair of Reactor Vessel Head Penetrations",
dated December 2003.
: 3. Letter LTR-NRC-03-61 from J. S. Galembush (Westinghouse) to Terrence Chan (NRC) and Bryan Benney (NRC) dated October 1, 2003;
 
==Subject:==
"Inspection of Embedded Flaw Repair of a J-groove Weld."
: 4. NRC letter to Entergy Nuclear Operations, Inc; regarding Relief Request Nos 62 Rev. 1 and 3-32 Rev. 1 for IP2 and IP3, dated October 5, 2004.
: 5. NRC letter to Palo Verde NGS; regarding Relief Requests 20 and 21; Alternatives to Inservice Inspection Program Flaw Repair Requirements (TAC NOS. MB4498, MB4499, MB4500, MB4645, MB4646 and MB4647), dated September 25, 2003.
 
Indian Point Unit 2 Ent&93(.      ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Nuclear Northeast  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX C INSERVICE INSPECTION EQUIPMENT DETAILS
 
Indian Point Unit 2 E'fl    ASME eI~VIP-RPT-06-00097 SECTION    XI FOURTH TEN-YEAR                      Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX C - Index C1    ISI Isometric Drawings Table C 1 contains a list of isometrics by system for piping lines, welds and/or supports subject to examination during the third inspection interval.
C2  List of Pipe Lines By System Table C2 contains a list of pipe lines within the scope of ASME Section XI sorted by system. The list contains line numbers, isometric drawing numbers, P&ID numbers, weld detail drawings, pipe diameter, thickness, class, and quality group.
C3    List of Weld Detail Drawings Table C3 contains a list of weld detail drawings applicable to the third interval ISI program. The list consists of the component identification number, size, schedule, and material.
C4      List of Calibration Blocks Table C4 contains the list of ultrasonic calibration blocks to be used at IP-2 during the third interval. The calibration blocks to be used during the third inspection interval will be the same as those employed during the first and second interval. These blocks were prepared in accordance with the code requirement in effect at the time the applicable components were included in the ISI Program and in certain cases don't meet all the requirements contained in the 1989 Edition of Section XI, No Addenda, for material of construction or calibration reflector orientation. Any differences between the calibration blocks and the requirements of the current Code will be noted in the UT examination procedure.
 
E'nte            0 Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev.
Nuclear Northeast      INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN TABLE C1 LIST OF INSERVICE INSPECTION ISOMETRIC DRAWINGS Page 1 of 3 B206655        ISI Isometric of Main Steam Line No. 1, Sheet I B206656        ISI Isometric of Main Steam Line No. 1, Sheet 2 B206657        ISI Isometric of Main Steam Line No. 2, Sheet I B206658        ISI Isometric of Main Steam Line No. 2, Sheet 2 B206659        ISI Isometric of Main Steam Line No. 3, Sheet 1 B206660        ISI Isometric of Main Steam Line No. 3, Sheet 2 B206661        ISI Isometric of Main Steam Line No. 4, Sheet I B206662        ISI Isometric of Main Steam Line No. 4, Sheet 2 B206663        ISI Isometric of Boiler Feed Line No. 5 B206664        ISI Isometric of Boiler Feed Line No. 6 B206665        ISI Isometric of Boiler Feed Line No. 7 B206666        ISI Isometric of Boiler Feed Line No. 8 B206667        ISI Isometric of Auxiliary Coolant Line No. 9 Sheet 1 B206668        ISI Isometric  of Auxiliary Coolant Line No. 9 Sheet 2 B206669        ISI Isometric  of Auxiliary Coolant Line No. 10 Sheet 1 B206670        ISI Isometric  of Auxiliary Coolant Line No. 10 Sheet 2 B206677        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 15 Sheet 1 B206678        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 15 Sheet 2 B206681        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 16 Sheet I B206682        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 16 Sheet 2 B206683        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 16 Sheet 3 B206684        ISI Isometric  of CVC/Charging Line No. 19 B206685        ISI Isometric  of CVC/Letdown Line No. 27 B206686        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 41 B206687        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 41 B206688        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 42 B206689        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 42 B206690        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 43 B206691        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 43 B206692        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 44 B206693        ISI Isometric  of CVC/Seal Inject Line No. 44 B206694        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 51 Sheet 1 B206695        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 51 Sheet 2 B206698        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 56 Sheet 1 B206699        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 56 Sheet 2 B206700        ISI Isometric  of Safety Injection Line No. 56 Sheet 3
 
Indian Point Unit 2 -Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program Plan - Rev. 0 TABLE C1 LIST OF INSERVICE INSPECTION ISOMETRIC DRAWINGS Page 2 of 3 et_.c.Num..ber4. I==
                  =I                                    ric Title)  i B206701              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 56 Sheet 4 B206702              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 56 Sheet 5 B206703              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 57 B206704              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 60 Sheet 1 B206705              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 60 Sheet 2 B206706              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 60 Sheet 3 B206707              ISI Isometric of Pressurizer Spray Line No. 61 Sheet 1 B206708              ISI Isometric of Pressurizer Spray Line No. 61 Sheet 2 B206709              ISI Isometric of Pressurizer Spray Line No. 62 B206710              ISI Isometric of Pressurizer Surge Line No. 63 B206711              ISI Isometric of Auxiliary Spray Line No. 64 B206712              ISI Isometric of Reactor Coolant Line No. 70 B206713              ISI Isometric of CVC/Letdown Line No. 79 B206714              ISI Isometric of CVC/Charging Line No. 80 B206715              ISI Isometric of CVC/Containment Line No. 81 B206716              ISI Isometric of Reactor Coolant Line No. 82 B206717              ISI Isometric of Reactor Coolant Line No. 83 B206718              ISI Isometric of Reactor Coolant Line No. 84 B206719              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 93 Sheet 1 B206721              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 94 Sheet I B206723              ISI Isometric of CVC/Charging Line No. 96 B206724              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 155 Sheet 1 B206725              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 155 Sheet 2 B206726              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 181 B206727              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 189 B206728              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 190 B206729              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 199 B206730              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 293 B206731              ISI Isometric of Reactor Coolant Line No. 342 B206732              ISI Isometric of Reactor Coolant Line No. 343 B206733              ISI Isometric of Reactor Coolant Line No. 344 B206901              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 350 B206902              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 351 Sheet I B206903              ISI Isometric of Safety Injection Line No. 351 Sheet 2 U
 
Indian Point Unit 2 -Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program Plan - Rev. 0 TABLE C1 LIST OF INSERVICE INSPECTION ISOMETRIC DRAWINGS Page 3 of 3 netric N :um          "*ber                Isometric Title B206904      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 352 B206905      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 353 B206906      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 355 B206907      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 356 B206908      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 358 B206909      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 361 Sheet I B206910      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 361 Sheet 2 B206911      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 518 B227782      ISI  Isometric of Safety Injection Line No. 16 A206924      ISI  Drawing Primary Coolant System Loop to Steam Generator No. 21 A206925      ISI  Drawing Primary Coolant System Loop to Steam Generator No. 22 A206926      ISI  Drawing Primary Coolant System Loop to Steam Generator No. 23 A206927      ISI  Drawing Primary Coolant System Loop to Steam Generator No. 24
 
I:.'nhlrny Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section Xl - Pipe Line Data Sorted By System SYSTEM~ LINE No I7SO DWG        .,P&ID      I    EL      DIA .THICK        ~CLASS      QUL G90UP NOTES IIDET AUXILLARY COOLANT SYSTEM ACS              9  I206667 1251783      ID208029 1      2"    1  375        601      B RHR              9                        ID208019        8"        .328      601      B ACS        1      9  IB206668 IF 2720      ID208029 112"        1    375  1601      1  B  I RHR              9                          D208019      8"        .328      601      B ACS          10      IB206669  F 2720        D208033    14"      1.250      22501          I RHR                                          D208032      14"        .437      601      B ACS              10    B206670  251783        D208032      14"        .437      601      B RHR              10                          D208029      14"        .375      601      B RHR              10                          0D208024    10"        .359      601      B AUXILLIARY FEED WATER AFW            io21            IF2018                      6"    1  .280      0-3        0 1502                                        8"        .250      C-3        C AFW        1  1503  1        IF2018      1              6"        .280      C-3        C AFW        1  1504            IF 2018      1              6"        .280      0 C-3  I    C  I AFW          1514              F 2019                      3"        .300        B-2      C 1514                                        4"        .337        B-2      C AFW        1  1515  1        IF2019      1          1  3"    1  .300  1    B-2  I    C  I AFW            1516            F 2019                      3"        .300        B-2      C 1516                                        4"        .337        B-2      B    Note 3A 1516                                        4"        .337        B-2      C 1516                                        6"        .432        B-2      C AFW            1517            F 2019                      3"        .300        B-2      C 1517                                        4"        .337        B-2      C 1517                                        4"        .337        B-2      B    Note 3A AFW            1518            F 2019                      3"        .300        B-2      C 1518                                        4"        .337        B-2      C 1518                                    I.3374"                    B-2      B    Note 3A AFW            1519            F 2019                      3"        .300        B-2      C 1519                                        4"        .337        B-2      C 1519                                        4"        .337        B-2      B    Note 3A AFW        11520      1        F2019        13".                    .300        8 -2 I  C 1520                                        4"        .337        B-2      C AFW            1521            F2019                      3"        .300        B-2  I  C AFW        11                  IF 2019                      2"        .218        B-2      C  I 1525                                        3"        .300        B-2      C 1 of 33                                                2/22/2007
 
Enlergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section Xl - Pipe Line Data Sorted By System SYSTEM  LINE No. ISO DWG      P&ID    *IIEL        DIA      THICK      CLASSN I II        I    DIE                        I          IGROUP AFW        1526              F 2019                    1"      .179        B-2    C 1526                                        1.5      .200        B-2    C 1526                                        2"      .218        B-2    C AFW    1 1527 1F2019                  1              .75    154 1 B-2            C 1527                                        2"      .218        B-2  I  C    I AFW        1528              F 2019                    1"      .179        B-2    C 1528                                        1.5      .200        B-2    C 1528                                        2"      .218        B-2    C AEW    11529    1          F 2019    12"                  1  218    1    B-2  I  C    I 1529                                        3"      .300        B-2    C AFW    1 1530    1          IF2019    1          1  2"    1  .217        B-2      C AFW        1531              F 2019                    .75      .154        B-2      C 1531                                        1"      .179        B-2      C 1531                                        2"      .218        B-2      C AFW    1  1532            IF 2019    1          1  3"      .300        B-2      C AFW    1  15331            IF2019      1          1  .75  1  .154        8-2      C AFW    1  15341            IF2019      1          1  .75  1  .1541        B-2  I  C    I BOILER FEED WATER BFD    1      5    206663  F 2019      D208037      18"      .750    1    -2 BFD          5                        lD208027      10"      .719        B-1    B BED'          6  IB206664 IF 2019      0D208037 118":        .750    1    6-2  1  B  J BFD          6  1D208027                            10"        .719        B-1    B BED    1      7    6B206665 IF 2019      0D208037 118"      1.750      16-2      I  6 BED    1      8    6B206666 IF 2019    ID208037 118"        1.750      1    8-2  I  B    I BFD    1      8                          D208027      10"        .719        B-1I    B BFD          45              F2729                      2"      .218        B-2    B      N Note3A BFD          45                                        3"      .300        B-2    B      Note 3A BFD          46              F 2729    12"                  1.218          8-2      B    I Note 3A BFD          46                                        3"      .300        B-2    B      Note 3A BED    1    47  1          F 2729                    2"  1.218      1    6-2  I  B    INote 3A BFD          47                                        3"      .300        B-2    B      Note 3A BD          48                2729                    2"      .218        8-2          I ote3A BFD          48                                        3"      .300        B-2    B      Note 3A COMPONENT COOLING WATER 2 of 33                                                2/22/2007
 
Danergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System 1I1                                    I      .I,.3      104  %  I NU[L  '*M 13                                      1"    .250      152    C  Note 4A 13                                    3"      .216      152    C  Note 4A 13                                    4"      .237      152    C  Note 4A 13                                    6"      .280      152    C 13                                    8"      .322      152    C 13                                    12"      .406      152    C CCW      14          F 2720                    .75    .113      152    C  Note 4A 14          227781                      1"    .133      152    C    Note 4A 14                                    3"      .216      152    C    Note 4A 14                                    4"      .237      152    C    Note 4A 14                                    6"      .280      152    C 14                                    8"      .322      152    C 14                                    12"      .406      152    C CCW      14A          F 2720                    .75    .113      152    C    Note 4A 14A          227781                    1.5    .281      152    C    Note 4A 14A                                    3"      .216      152    C    Note 4A 14A                                    4"      .237      152    C    Note 4A Ccw      18  1      IF2720      1              3"      .216    1  152  1 C I Note4A CCW      22          F2720                      3"    .216      152    C I Note4A CCW      35  1      IF2018      1                2"    .154      J-4    C    Note4A CCW      52          F 2720                    12"      .406      152    C 52                                    16"      .500      152    C 52                                    18"      .562      152    C 52                                    20"      .594      152    C CCw      53          F 2720                    10"      .365      152    C 53                                    12"      .406      152    C 53                                    14"      .438      152    C 53                                    16"      .500      152    C 53                                    18"      .562      152    C 53                                    20"      .594      152    C COW      54          F 2720                      2"      .154      152    C    Note 4A 54                                      3"      .216      152    C    Note 4A COW      55          F 2720                      2"      .154      152    C    Note 4A 55                                      3"      .216      152    C    Note 4A Ccw      89          F 2720                      4"      .237      152    C    Note 4A Ccw  1  90        IF 2720    1          1    4"  1  .237      152  C    Note 4A Ccw  1  95  1      IF2720      1                2"  1  .1541      1521  C I Note4A 3 of 33                                              2/22/2007
 
Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SYSTEM  LINE NO. ISO DWG    P&ID        DT        DIA      THICK      CLASS    &#xfd;RU            NOTES CCW          95                                      3"      .216        152      C      I\ote4A CCW      ill              F 2720                    1"      .133        152      C      Note 4A CCW        111                                      2"      .154        152      C      Note 4A CCW        111                                      3"      .216        152      C      Note 4A cW        122          IF2720              1      "      .133        121      C      Note4A 122                                      2"      .154        152      C      Note 4A COW    1    123  1        F2720              1 1    1"    1  .1331      1521    C      N te 4A 123                                      2"      .154        152      C      Note 4A Ccw        125          IF 2720                    3"      .216        151      C    I Note4A cCW        126            F 2720                    2"      .154  1    51      C    INote4A 126                                      3"      .216        151      C      Note 4A ccw        127            F2720                    3"      .216        151      C    I Note4A COW        129            F2720                    1"      .133        152      C    INote4A 129                                      2"      .154        152      C      Note 4A COW        133  1        F2720              1              .133        152      C      Note4A 133                                      2"      .154        152      C      Note 4A Ccw    1    135          IF 2720    1          1  2"    1  .154    1  151      C C    I Note4A ccW        142            F 2720                    4"      .237        152      C      Note 4A 142            F 2724 CCW        146            F 2720                    3"      .216        152      C      Note 4A cow        147            FF2720                    3"      .216        152      C      Note4A Cow        148            F 2720                    6"      .280        152      C 1C148      1      IF 2736    1          1        1 CCW        149            F 2720                    6"      .280        1521    C :te 1    149            F 2736 CCW        154          IF2720      12"                  1.154      1151    1  C::    Note 4A SIS        154            F 2735 CCW        156            F2720                    2"      .154        151      C      Note 4A WOS        156 CCW        157          1F2719      I          I  3"      .216        151      C    INote 4A WDS        157            F 2720 1 157  1        F2736    11 CCW    1    165  1        F2720              1      "1      .1331      152      0 :::  Note 4A 1165    1      1          12"                  1.154 1152              0      Note 4A 4 of 33                                                  2/22/2007
 
    - Iilmr~y Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System COw        166        IF2720    1            1"        .133        152 1  C    Note4A 166                                    2"      .154        152    C    Note 4A COW      1  167 1        F2720    13"                      .216        152    C  INote 4A 167          F2737                      6"      .280        152    C Cw          168        IF*2720                    3"      .216        152    C    Note4A 168          F 2737                    6"      .280        152    C COW      1  248 1        F2720    12"                  1.154    1152    1  C  INote 4A COW        248                                    3"      .216        152    C    Note 4A CCW      1  249 1      IF2720    1                1"    .133  1    152 1  C  I Note4A COw        294          F 2720                    3/8      .065      2505    B  INote 3A SS          294          F2745                      .75    .113        601    C    Note 4A Ccw        317 1      IF2720    1          1  12"  1  .406  1    152    C  I Ccw      1  318        IF 2720    1              12"  1  .406    1  152    C  I Ccw      1  325        IF 2720    1                8"  1  .322    1  152    C  I Note 4B CCVW        3261        IF 2720    1          1    8"  1  .3221      1521  C  I Note 4B COW        327          F 2720                    4"      .337        151    C  INote4B3 327                                    8"      .322        151    C    Note 4B Ccw      1  328 1      IF 2720    1          1    8"  1  .322        151    C  I Note 4A Cow        3291        IF 2720                1    4"      .3371      151    C  INote 4A 329                                    10"      .365        151    C  Note 4A C&deg;W        330        IF2720                1    .75    .113      151      C  Note4A WDS      I      I      II                                                  II CCW        335          F 2720                      .5    .109        152    C  Note 4A 335                                    .75    .113        152    C  Note 4A 335                                      1"    .133        152    C  Note 4A 335                                      2"    .154        152    C  Note 4A CCW        336          F 2720                      1"    .133        152    C  Note 4A 336                                      2"    .154        152    C  Note 4A CCW        403          F 2720                      1"      .133      152    C  Note 4A 403                                      2"      .154      152    C  Note 4A 403                                      3"      .216      152    C  Note 4A CCW        404          F 2720                      1"      .133      152    C  Note 4A 404                                      2"      .154      152    C  Note 4A 404                                      3"      .216      152    C  Note 4A 5 of 33                                            2/22/2007
 
Ei ilergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System Cow        451        F 2720                    2"      .154      152 C Note 4A F 2730 CCW          452        F 2720                    .75      .113      152 C Note 4A 452        F 2730                    1'      .133      152 C Note 4A 452        F 2730                    1.5      .145      152 C Note 4A 452        F 2730                    2"      .154      152 C Note 4A COW          453        F 2719                    .75      .113      152 C Note 4A 453        F 2720                    3"      .216      152 C Note 4A CCW          454        F 2719                    1"      .133      152 C Note 4A 454        F 2720                    3"      .216      152 C Note 4A 455        F 2720                    .75      .113      152 C Note 4A 455                                    2"      .154      152 C Note 4A CCW          456        F 2720                    .75      .113      152 C Note 4A 456                                    1"      .133      152 C Note 4A 456                                    2"      .154      152 C Note 4A CCW          457        F 2720                    3"      .216      152 C Note 4A CCW          515        F 2720                    3"      .216      151 C Note 4A CVC          515        F 2737                    6"      .280      151 C CCW          516        F 2720                    .75      .113      152 C Note 4A 516                                    1"      .133      152 C Note 4A 516                                    2"      .154      152 C Note 4A 516                                    3"      .216      152 C Note 4A 516                                    6" 6_      .280      152 C CCW          561        F 2720                    2"      .154      152 C Note 4A 594        F 2724                    2"      .154      151 C Note 4A PW CONDENSATE CON        1505          F 2018                    12"      .250      C-3 C CON        1506          F2018                      8"      .250      C-3 C CON        1507          F2018                      6"      .280      C-3 C CON        1508          F2018                1    6"      .280      C-3 C CON        1509        IF2018                      8"      .250      C-3 C CON        1510        IF2018      1          1    3"  1  .216      C-3 C Note4A CON        1511        IF2018      1          1    3"      .216      C-3 C Note4A 6 of 33                                      2/22/2007
 
Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section Xl - Pipe Line Data Sorted By System SYSTEM  LINE No. ISO DWG      P&ID    IDETL          DIA      THICK      CLASS      QUAL        NOE I IDT                                        I        IGROUP        NTE CON    1  15121            IF2018    1              3"    1  .2161        C-3 I    C I Note4A CON    1  1513    1        IF 2018    1              2"        .154        CC-3 I    C I Note 4A CHEMICAL AND VOLUME CONTROL SYSTEM CVC    1    17    IB227783 1208168    1          1    2"'        .344    2501  1    B  I  Note 3A CVC    1    17    IB227784 1208168    1              2"    1    .344    2501  1    B  I Note 3A CVC    1    17    IB227785 1208168                    2"        .344    2501        B    Note3A CVC    1    17    IB227786 1208168                    2"        .344    2501        B    Note3A CVC          17    B227787  208168                    2          .154        152      B    Note 3A CVC          17                                        2"        .344    2501        B    Note 3A CVC          17                                        3"        .216        152      B    Note 3A CVC          17    B227788  208168.                  2"        .154        152      B    Note 3A CVC          17                                        2"        .344    2501        B    Note 3A CVC          17                                        4"        .237        152      B    Note 3A CVC          17      227789 IF2736    I          1  3"        .216  1152          B  INote3A CVC          17                                        4"        .237        152      B    Note 3A V          17
            *2736    227790                            3"    1    .216    152        8    Note3A CVC          17                                        4"        .237        152      B    Note 3A CVC    1    19    IB206684 1208168      ID208006      3"    I    .438  1  2502  1  A    I CVC    1    19    IB227791 IF 2736      1          1  3"    1    .300  1  2502  1    B  I Note 3A CVC          27      206685 1208168      D208005      3"    1.438 12501              A A
CVC          27                                        2"        .3441 2501          A OVO          27    8B227792 1208168    1          1  2"    1.154      1601      1    B  INote 3A OVO          27    1          F 2736    1          1        1          1        11 CVC          29    8B227793 1206738    1          1  2"    1.344      1601      1    B  INote 3A CVC          29              1208168                    3"        .438        601      B    Note 3A cVc    1    29    IB227794 1208168      1          1  2"    1.1541          601I    B  I Note 3A CVC          40              F 2719                    2"        .154        151      C    Note 4A WDS          40              F 2737                    3"    1.216            151      C    Note 4A 401                        1              4"        .237        151      C    Note 4A CVC          41    IB206686 1208168      1          1  2"          .344    2502      A CVC          41      B206687  208168                    1.5        .281    2501      A CVC          41                                        2"          .344    2501      A CVC          41    1                                    2"          .344 12502        A 7 of 33                                                  2/22/2007
 
En'MLergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SYSTEM    LINE No. ISO DWG      PIIWELD                DI          HCK CAS          QUAL      NOTE I  I          I              DET:        DIA        T IC            ISGRNOTE CVC    1    41  IB227798 IF 2736      1                2"    1  .344 1  2502  1  B  I Note 3A OVc    1    42    8206688 208168      1          1      2'    1  .344 12501        A CVC          42                                          2"        .344    2502      B    Note 3A cVC    I    42    206689 1208168      1&deg;1              1.5    1  .281    2501 1
CVC          42                                          2"        .344    25021    A  I CVC          43    B206690 208168                        2"        .344 1 2501    1&deg; A  I CVC          43                                          2"        .344    2502      B    Note 3A CVC          43  IB206691 1208168      1                1.5    1  .281 1    &deg;2501  A  I CVC          43                                              52"    .344    2501      A CVC          44    B206692  208168                    1"          .344    2501      A CVC          44                                          2"        .344    2502      B    Note 3A CVC    1    44  IB206693 1208168      1          1      1.5    1.281  12501    1  A  I OVO          44  1          1          1          1    2"        .344 12501    1A    I CVC          75    227799 208168              1          "      .250 12501        A    Note 1 CVC          75                                          .75      .219    2501      B    Note 3A CVC          76    227800 208168              1          "      .250    2501      A    Note 1 CVC          76                                          .75      .219    2501      B    Note 3A cVc    1    77  IB227801  1208168    1D200          1"          .250 1  2501      A    Note 1 OVO          77  1                      1          1    .75    1.219  12501    1  B    Note 3A OVO          78    8B206802 1208168            1          1"    1 .2501 25011        A -- Note 1 GVC    1    78  1          1          1.75                    1.219 12501 1        B  INote 3A OVO          79    8E206713 1208168    ID208005 1        3"    1.438  12501    1A    I cVc    1    80  IB206714 1208168      ID2080051        3"    1  .438    2501      A  I CVC    1    96  IB206723 1208168        ID2080051        3"    1  .438    2501      A  I cVc    1    97  1          1208168                        1"      .2501  2501  1  A  I Note 1 CVC    1    98    81227803 1208168      11"V                      .250 12501        A __Note 1 CVC          o 98  1        1            1          1I              .133    151      B  INNote3A cVc    1    99  1        1208168      1                2"    1.154      601      B  I Note 3A CVC          100              F 2737                      .75      .113    151        C  Note 4A CVC          100                                            1"      .133    151        C  Note 4A CVC          100                                          2"        .154    151        C  Note 4A cVc    1    104  1        IF2737                        1"      .133    151        C I Note4A cVc          105              FF2737                      1"      .1331    151        C I Note4A 8 of 33                                                2/22/2007
 
J1Sdergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System i oi*7 WE                        &deg;*OTCLASS SYSTEM    LINE NO. ISO DWG        P&WDA                            THICK              0 A7oL U      NOES 4A I          I          I                                It .RO WDS          105                                          2"    .154          151      C    Note 4A VDS        106              F2730              1      .5        .1401      1521    C    Note 4A WOS          105              F 2737                      72'      .154        151      C    Note 4A CVC          107              F2730                      1"        .133        1521    C    Note 4A WDS          107              F 2737                    2"        .154        151      C    Note 4A OVO          108  1          F 2737    1          13/8      1.065      12505    1  C  INote 4A WDS          108                                          .75      .113        151      C    Note 4A cvc          109              iF2737                  i.75          .113        151      C  INote4A CVC          109                                          12"      .133        151      C    Note 4A cVc          109                                          2"        .154        151      C  I Note4A CVC          114                F2719                    .75      .113        151    B    Note 3A WDS          114                F 2736                                          151    B    Note3A CVC          115                F 2736                    1        .133        151    B    Note3A WDS          115 cVC    1 116      1          IF2736      1          1 2"      1 .154    1 151    1  C    Note4A CVC    1116      1            F2737    1          13"      1.216      1151      1  C  INote 4A cVc    110        1          IF2737              1        "      .133  1151          C  INote4A OVO          119                F2719                    2"        .154        151      C    Note 4A WIDS        119                F2736 1119                F 2737111 cVc    1    120  IB227804 F 2736        1          1  2"        .1541      151      C  I Note4A CVC          120    B227805 IF 2736        1,2"                      154      151        I Note3A 120                                          2"        .154        151      C    Note 4A CVC          120  1BE227806 IF 2736                      2"      .154        151      B    Note 3A CVC    1    124  1          IF2737      1              1 1"      .133  1    1521    C  I Note4A 124                                          2"        .154      152        C    Note 4A CVC    I124A  *I2737                            1 1      ",      .133    151    1  C    Note4A CVC    1140        8B227807 IF2736      1          12"      1.154      1151      1  B  INote 3A 1140      8B227808 I            I          I        I          I        I  C  INote 4A OVO          143  1            F2719      1          12"      1.154      1151      1  C  INote 4A WOS          143                F 2736 CVC          159                F 2737                    3/8        .065      151      C    Note 4A WDS          159                                          .75        .113      2505      C    Note 4A CVC          160                F 2737                    3/8        .065      151      C    Note 4A 9 of 33                                              2/22/2007
 
tI'nlergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SYSTEM    LINE No. ISO DWG    ~P&ID      WEDT        DIA      THICK      CLASS    GRUPL      NOTES WOS          160                                      .75      .113        2505      C    Note4A CVC          162            Fi2730                    75      .113        151    B    Note3A WDS          162            F2736                    1"      .133        152    B    Note 3A CVC    1    169  IB227809 IF 2736                    3"    1  .216  1    151    B    Note 3A OVO          170  IB227810 IF2736    12"                  1.154    1151      1  B  INote 3A 170                                      2"      .154        151      C    Note 4A CVC    1    1711          IF2737    11"                      .133        151      C    Note4A CVc          1721          IF2737    1                1"  1.1331          151      C    Note4A osCVC      1741 1        IF2737                      1V      .1331        151      cC  Note4A WoS          174 1          1          1                    1          1        1 oVo          175            F 2737                    1"      .133        151      C    Note4A WDS          175 WVS          176                              1        "F2737 .133        151      C    Note 4A WDS          176                                      2'1 2"      .154        151      C    Note 4A cVc          177            F2737                    21      .154    1151        7c    Note4A WDS          177            F2719                    3"      .216        151      C    Note 4A CVC          178            F 2737                    2"      .154        151      C    Note 4A WDS          178            F2719                    3"      .216        151      C    Note 4A CVC          179            F 2737                    2"      .154        151      C    Note 4A WOS          179            F 2719                    3"      .216        151      C    Note 4A OVO          192            F 2737                    2"      .154        151      C:  Note 4A WDS oCVC        193            F2737                    2"      .154      1151      C    -Note4A WOS CVC          194            F 2737    12"                    .154      151        C    Note 4A WDS    IIIIIIII IVO          195            F2737                    .75      .113        151      C    Note 4A CVC          196            F 2737                    .75      .113        151      C    Note 4A CVC    1          1        IF2737                    .75      .113      151        C    Note4A CVC          200  IB227813 IF 2736    1              4"      .237  1    151 1  B  I Note 3A 1              4"      .237  1    151          Note 3A CVC    I    200  IB227814 IF 2736 10 of 33                                                2/22/2007
 
Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SYSTEM IUNE*N*.ISO DWG        P&IDIWELD          I*AI      THICK        CLASS  GUPL  I    NOTES*
I-~                          II~ DET                    I          I      IGRU cvc    1  200 1B227815 F2736            I      I    4" I      2371I      151 15_
I        INote 3A CVC    1201    1 B227816 IF 2736                      1" 1  .133        151    B    I Note 3A CVC        202  B227817  F 2736                    2"      .154        151    B      Note 3A 202                                        2"      .154        151    C      Note 4A CVC        203  B227818  F 2736                    4"      .237        151    B      Note 3A CVC        204  B227819  F 2736                      1"    .133        151    B      Note 3A 204                                        2"      .154        151      C    Note 4A OVC        205  B227820  F 2735                    4"      .237        151    B      Note 3A SIS        205            F 2736 OVC        206    B227821  F 2736                      4"      .237        151    B      Note 3A CVC        207    B227822  F 2736                      4"      .237        151    B      Note 3A CVC        208    B227823  F 2736                      2"      .154        151    B      Note 3A 208                                        2"      .154        151      C    Note 4A CVC        209    B227824  F 2736                      3"      .438      2502    B      Note 3A CVC        210    B227825  F 2736                    .75      .154      2502    B      Note 3A 210                                          1"    .133        151      C    Note 4A CVC        211    B227826  F 2736                      3"      .438      2502    B      Note 3A CVC        212    B227827  F 2736                      2"      .344      2502    B      Note 3A CVC        212                                        3"      .438      2502    B      Note 3A CVC        213    B227828  F2736                      .75    .154      2502    B      Note 3A CVC        213                                          1      .133        151    B      Note 3A CVC        214    B227829  F 2736                      3"      .438      2502    B      Note 3A CVC        215    B227830  F 2736                      2"      .344      2502    B      Note 3A CVC        215                                        3"      .438      2502    B      Note 3A CVC        216    B227866  F 2736                      .75    .154      2502    B      Note 3A CVC        216            1                            1"    .133        151    B      Note 3A CVC        217    B227867  F 2736                      3"      .438      2502    B      Note 3A CVC        218            F 2736                      .75    .113        151    B      Note 3A CVC        219            F2736                      .75    .113        151    B      Note 3A CVC        220            F 2736                      .75    .113        151    B      Note 3A 11 of 33                                                2/22/2007
 
  - JnIErgy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System CVC      221          F 2736                    2"      .154      151  U  Note 4A CVC      222          F 2736                    .75      .113      151  C  Note 4A CVC      223          F 2736                    2"      .154      151  C  Note 4A CVC      224          F 2724                    2"      .154      151  C  Note 4A F 2736 CVC      225          F 2736                    2"      .154      151  C  Note 4A CVC      226          F 2736                    .75      .113      151  C  Note 4A CVC      227          F 2736                    2"      .154      151  C  Note 4A CVC      228          F 2736                    2"      .154      151  C  Note 4A CVC        229          F 2736                    2"      .154      151  C  Note 4A CVC        230          F 2736                    2"      .154      151  C  Note 4A CVC        231          F 2736                    .75      .113      151  C  Note 4A CVC        232          F 2736                    2"      .154      151  C  Note 4A CVC        233          F 2736                    .75      .113      151  C  Note 4A CVC        235          F 2736                    1"      .133      151  C  Note 4A CVC        236          F 2736                      1"      .133      151  C  Note 4A CVC        244          F 2736                    .75      .113      151  B  Note 3A WDS CVC        246          F 2736                    .75      .113      151  C  Note 4A CVC        250  B227868 F 2736                    2"      .154      151 B  Note 3A CVC        251          F 2736                    2"      .154      151 C  Note 4A CVC        252          F 2736                    2"      .154      151 C  Note 4A CVC        254  B227869 F 2736                      1"      .133      151 B  Note 3A CVC        264          F 2719                    3"      .216      151  C Note 4A WDS        264          F 2736 CVC        265          F 2736                      3"      .216      151  C Note 4A CVC        266          F 2736                      3"      .216      151  C Note 4A CVC        267          F 2736                      2"      .154      151  C Note 4A 12 of 33                                      2/22/2007
 
Enlergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 iP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System
%IVk.      ZO /                                  415  1    z 10      1  11 1 IN.UL  I--
4MO~
CVC        268          F 2719                    3"      .216        151 C    Note 4A WDS                    F 2736 CVC        269          F 2719                    3"      .216        151 C    Note 4A WDS                    F 2736 CVC        270          F 2736                    .75      .113        151 C    Note 4A CVC        271          F 2737                    3"      .216        151 C    Note 4A CVC        272          F 2737                    3"      .216        151 C    Note 4A CVC        273          F 2737                    3"      .216        151 C    Note 4A OVC        276          F 2736                    2"      .154        151 C    Note 4A WDS CVC        288          F 2719                    2"      .154        151 C    Note 4A WDS        288          F 2737                    3"      .216        151 C    Note 4A CVC        289          F 2719                    2"      .154        151 C    Note 4A WDS        289          F 2737                    3"      .216        151 C    Note 4A CVC        295          F 2736                    .75      .113        601 B    Note 3A SS        295          F 2745                    3/8      .065      2505 B    Note 3A CVC        296          F 2736                    .75      .113        601 B    Note 3A SS        296          F 2745                    3/8      .065      2505 B    Note 3A CVC        300          F 2737                    4"      .237      151 C    Note 4A CVC        301          F 2737                    4"      .237      151 C    Note 4A CVC        302          F 2736                    1"      .133      152 C    Note 4A WDS        302                                    2"      .154      152 C    Note 4A CVC        303          F 2737                    2"      .154      151 C    Note 4A CVC        304          F 2737                    2"      .154      151 C    Note 4A CVC        305          F 2737                    1"      .133      151 C    Note 4A CVC        305                                    2"      .154      151 C    Note 4A CVC        306          F 2737                    3"      .216      151 C    Note 4A WDS        306                                    4"      .337      151 C    Note 4A CVC        307          F 2737                    3"      .216      151 C    Note 4A WDS        307                                    4"      .337      151 C    Note 4A CVC        308          F 2737                    3"      .216      151 C    Note 4A 13 of 33                                            2/22/2007
 
  - Lnlergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System CVC      315          F 2737                    .75      .113        151 C Note 4A CVC      345          F 2736                    3/8      .065      2505 B Note 3A 345                                    .75      .113        151 C Note 4A CVC      346          F 2736                    3/8      .065      2505 C Note 4A CVC      347          F 2736                    3/8      .065      2505 B Note 3A 347                                                            C Note 4A CVC      399          F 2736                    .75      .113        151 B Note 3A CVC      400          F 2736                    3"      .216        151 C Note 4A CVC      401          F 2736                    3"      .216        151 C Note 4A CVC      402 B227871  F 2736                    2"      .344      2502 B Note 3A CVC      436          F 2736                    3/8      .091      2505 B Note 3A WDS      436                                    .75      .095      2503 B Note 3A CVC      448          F 2730                    .75      .113      151 B Note 3A WDS      448                                    1"      .133      151 B Note 3A 448          F 2736                    2"      .154      152 C Note 4A CVC      449          F 2720                    3"      .216        151 C Note 4A CVC      462          F 2737                    1"      .133        151 C Note 4A CVC      480          F 2736                    3"      .216      151 C Note 4A 480          F 2737 CVC      484          F 2737                    2"      .154      151 C Note 4A CVC      501          F 2737                      1"      .133      151 C Note 4A WDS CVC      502          F 2719                    3"      .216      151 C Note 4A WDS                    F 2737 CVC      503          F 2719                    2"      .154      151 C Note 4A WDS                    F 2737                    3"      .216      151 C Note 4A CVC      504        1F 2737                    2"      .154      151 C Note 4A WDS CVC      505          F 2737                      1"      .133      151 C Note 4A CVC      506          F 2719                    .75      .113      151 C Note 4A F 2737 14 of 33                                      2/22/2007
 
01l"g Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System CVC      507            FI2737                    1"      .133        151    Note 4A CVC      514            F 2737                    1V      .133        151  C Note 4A CVC      515            F 2720                    3"      .216        151  C Note 4A CCW      515            F 2737                    6"      .280        151  C CVC      545            F 2736                    2"      .154        151 B  Note 3A CVC      550            F 2736                    .75      .154      2502 B  Note 3A CVC      552            F 2736                    .75      .154      2502 B  Note 3A CVC      551            F 2736                    .75      .113        151 B  Note 3A WDS      551                                      .75      .154      2502 B  Note 3A CVC      553            F 2736                    .75      .113        151 B  Note 3A WDS      553                                      .75      .154      2502 B  Note 3A
,VC      565            F 2735                    2"      .154        151 B  Note 2A SIS      565            IF 2737                    2"      .154        151 B  Note 3A HIGH PRESSURE SAFETY INJECTION SYSTEM HIS        16    B206681 F2735      D208014        6"      .437      1501 B HIS        16                        D208007        4"      .337      1501 B HIS        16    B206682  235296    D208014        6"      .437      1501 B HIS        16                                        2"      .218      1501 B HIS        16                        D208007        4"      .337      1501 B HIS        16                                        2"      .344      1501 A HIS        16    B227782  F 2735    D208007        4"      .337      1501 B HIS        16                                      2.5      .276      1501 B HIS        16    B206683  235296                    2"      .218      1501 B HIS        16                                      2.5      .276      1501 B HIS        56    B206698  F 2735    D208014        6"      .437      1501 B HIS        56                        D208007        4"      .337      1501 B HIS        56                                      2.5      .276      1501 B HIS        56    B206699  235296    D208014        6"      .437      1501 B HIS        56    B206700  235296                    2"      .344      2501 A HIS        56                                        2"      .218      1501 B HIS        56    B206701  235296                    2"      .344      2501 A HIS        56                                        2"      .218      1501 B HIS        56    B206702 235296                      2"      .344      2501 A HIS        56  1        1          1          1    2"      .218      1501 B 15 of 33                                      2/22/2007
 
I.'n'gy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System HIS        1752  B206681 F 2735      208007        4"      .337      1501  B D208007        4"      .337      1501  B HIS        1753  B206698 F 2735 MAIN STEAM MS            1  B206655 F 2017    D208038      28"      .912        A-1  B MS            1  8206656 F 2017    D208038      28"      .912        A-1  B MS            1                    D208031      12"      .688        A-1  B MS            1                    D208016        6"      .500        A-1  B MS            2  B206657 F 2017    D208038      28"      .912        A-1  B MS            2  B206658 F 2017    D208038      28"      .912        A-1  B MS            2                    D208031      12"      .688        A-1  B MS            2                    D208016        6"      .500        A-1  B MS            3  B206659 F 2017    D208038      28"      .912        A-1  B MS            3  B206660 F 2017    0208038      28"      .912        A-1  B MS            3                    D208031      12"      .688        A-1  B MS            3                    D208016        6"      .500        A-1  B MS            4  B206661 F 2017    D208038      28"      .912        A-1  B MS            4  B206662 F 2017    D208038      28"      .912        A-1  B MS            4                    D208031      12"      .688        A-1  B MS            4                    D208016        6"      .500        A-1I B MS        1500          F 2017                    4"      .337        A-1  B Note 3A C Note 4A MS        1501          F 2017                    4"      .337        A-1  B Note 3A C Note 4A NITROGEN SYSTEM N2          319          F 2735                    .75      .154      2502  B Note3A 319                                    2"      .154      2502  B Note 3A PRIMARY WATER SYSTEM PW          33          F 2724                    1.5      .145        151  C Note 3A RCS          33          F 2738                    3"      .216        151  C Note 3A PW          103          F 2720                    2"      .154        151  C Note 4A PW          103          F 2724 PW          118          F 2719                    1"      .133        151  C Note 4A 118          F 2720                    2"      .154        151  C Note 4A 118          F 2724                    3"      .216        151  C Note 4A 118          F 2736 118          F 2737 16 of 33                                      2/22/2007
 
Elery Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System PW        479          F 2719                    .75      .113        151  C Note 4A 479          F 2720                    1"      .133        151  C Note 4A 479          F 2724                    2"      .154        151  C Note 4A PW        594          F 2724                    2"      .154        151  C Note 4A ccw REACTOR COOLANT SYSTEM RCS        23          F 2719                    .75      .113        151  C Note 4A WDS        23          F 2738                    1"      .133        151  C Note 4A RCS        24          F 2738                    3/8      .065      2505  C Note 4A WDS        24 RCS        25          F 2738                    3/8      .065      2505 A  Note 1 SS          25          F 2745                    .75      .219      2501 B  Note 3A 25                                                              C Note 4A RCS        26          F 2738                    3/8      .065      2505 A  Note 1 SS          26          F 2745                    .75      .219      2501 B  Note 3A 26                                                              C Note 4A RCS        32          F 2738                    .75      .113      152  C Note 3A WDS        32 RCS        33          F 2724                    1.5      .145      151  C Note 3A PW          33          F 2738                    3"      .216      151  C Note 3A RCS        59          F 2738                    3/8      .065      2505 A  Note 1 SS          59          F 2745                    .75      .219,    2501 B  Note 3A 59                                    .75      .219      2501  C Note 4A RCS        61  B206707 F 2738    D208005        3"      .438      2501 A RCS        61  B206708 F 2738    D208005        3"      .438      2501 A RCS        61                    D208008        4"      .531      2501 A RCS        62  B206709 F 2738    D208005        3"      .438      2501 A RCS        62                    D208008        4"      .531      2501 A RCS        63  B206710 F 2738    D208033        14"      1.250      2501 A RCS        64  B206711 208168                    2"      .344      2501 A RCS        64          F 2738 RCS        70  B206712 F 2738    D208008        4"      .531      2501 A RCS        70                    D208005        3"      .438      2501 A RCS        81  B206715 F 2738                    2"      .438      2501 A RCS        82  B206716 F 2738                    2"      .344      2501 A 17 of 33                                      2/22/2007
 
    - k.nterjgy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System RCS          83  B206717 F 2738                    2'        .344      2501 A RCS          84  B206718 F 2738                    2"        .344      2501 A RCS          342  B206731 F 2738      D207978        4"      .688      2501 A RCS          343  B206732 F 2738      D207979        4"        .688    2501 A RCS          344  B206733 F 2738      D207980        4"        .688    2501 A RCS          381          F 2738      D207980      .75      '.113      151  C Note4A RCS          382          F 2738                    .75        .113      151  C Note 4A RCS          383          F 2738                    .75        .113      151  C Note 4A RCS          384          F 2738                    .75        .113      151  C Note 4A RCS          445          F 2738                    3/8        .065    2505 B  Note 3A 445                                      .75      .219    2501 B  Note 3A 445                                      1"      .250    2501 B  Note 3A RCS          474          F 2738                      .75      .219    2501  B Note 3A RCS          522          F 2738                      .75      .219    2501  B Note 3A RCS          592          F 2738                      1"      .133      151  C Note 4A RCS          791  A208798                            3/8                      A  Note 1
                                                      .75      .219          A  Note 1 1        .250          A  Note 1 RCS          792  A208798                            3/8                      A  Note 1
                                                      .75      .219          A  Note 1 1        .250          A  Note 1 RCS        LP21  A206924 F 2738                    24"      2.375          A RCS        LP22  A206924 F 2738                    24"      2.375          A RCS        LP23  A206924 F 2738                    24"      2.375          A RCS        LP24  A206924 F 2738      1            24"      2.375          A RESIDUAL HEAT REMOVAL SYSTEM RHR            9  B206667 251783      D208029      12"        .375    601  B ACS            9                      D208019        8"        .328    601  B RHR            9  B206668  F 2720      D208029      12"        .375    601  B ACS            9                      D208019        8"        .328    601  B 18 of 33                                      2/22/2007
 
Ask nlrg Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System RHR        10  6206669 F 2720    0208033      14"      1.250      2501  A ACS                                D208032      14"      .437        601  B RHR        10  B206670 251783    D208032      14"      .437        601  B ACS        10                      D208029      14"      .375        601  B 10                      D208024      10"      .359        601  B RHR        293  B206730 235296    D208024      10"      .359        601  B Note 28 SIS        293                      D208019        8"      .328        601  B Note 2B RHR        337          251783                    .75      .113        601  B Note 2A RHR        337                                      1"      .133        601  B Note 2A RHR        337                    1              1.5      .145      601  B Note 2A RHR        337                                      2"                  601  B Note 2A RHR        337                                      3"                  601  B Note 2A SAFETY INJECTION SYSTEM SIS        15  B206677 F 2735    D208018        8"      .328      301  B Note 2B SIS        15  8206678 F 2735    D208018        8"      .328      301  B Note 28, 2H SIS        15  B206679 235296    D208018        8"      .328      301  B Note 2H SIS        15  B206680 235296    D208018        8"      .328      301  B Note 2H SIS        31  B227795 235296                    .75      .219      2505  A  Note 1 SIS        31                                    .75      .154      1501  B Note 2C SIS        31  B227796 235296                    .75      .154      1501  B Note 2C SIS        31  B227797 235296                    .75      .219      2501  A  Note 1 SIS        31                                      .75      .154      1501  B Note 2C SIS        51  B206694 F 2735    D208018        8"      .328      301  B Note 2B SIS        51  B206695 F 2735    D208018        8"      .328      301  B Note 2B, 2H SIS        51  B206696 235296    D208018        8"      .328      301  B Note 2H SIS        51  B206697 235296    D208018        8"      .328      301  B Note 2H SIS        57  B206703 235296    D208034        18"      .250        151  B Note 28 SIS        57                      D208032        14"      .437      601  B SIS        57          251783    D208094        14"      .250        151  B Note 28 SIS        60  B206704 235296    D208019        8"      .328      601  B Note 28 SIS        60  8206705 F 2735    D208019        8"      .328      601  B Note 28 SIS        60                      D208012        6"      .280      601  B Note 2B SIS        60                      D208017        8"      .148        151  B Note 2B SIS        60                      D208010        6"      .134        151  B Note 2B 19 of 33                                          2/22/2007
 
Askq~
Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System Sis      60
            +        I          +          I 4"
I
                                                          .120        151 I
B INote 2D I
I SIS      68            F 2735                      1"    .133        601  B  Note 2C WDS      68                                                .179      2503  B  Note 2C 68                                                .250      2502  B  Note 2C SIS      69            F 2735                    3/8      .065      2505  B  Note 2C SS      69            F 2745                    .75    .113        601  B  Note 2C SIS      93  B206719  235296      D208019        8"      .328        601  B  Note 2B, 2H SIS      93                        D208018        8"      .328        301  B  Note 2B, 2H SIS      93  B206720  235296      D208018        8"      .328        301  B  Note 2H SIS      93                        D208011        6"      .280        301  B  Note 2H SIS      94  B206721  235296      D208019        8"      .328        601  B  Note 28, 2H SIS      94                        D208018        8"      .328        301  B  Note 28 SIS      94  B206722  235296      D208018        8"      .328        301  B  Note 2H SIS      94                        D208011        6"      .280        301  B  Note 2H SIS    154            F 2720                    2"      .154        151  C  Note 4A CCW    154            F 2735 SIS    155  B206724  F 2735      D208034      16"      .250        151  B  Note 28 155                        D208095      14"      .437        151  B SIS    155  B206725  F 2735      D208034      16"      .250      151  B  Note 28 155                        D208029      12"      .375      601  B 155                                      12"      .180      151  B  Note 2B SIS    161            F 2735                    .75      .154      1501  B  Note 2A SIS    161                                        1"      .179      1501  B  Note 2A SIS    164            F 2735                    .75      .113      301  B  Note 2A SIS    181  B206726  F2735      D208028      12"      .180      151  B  Note 2B SIS    181                        D208023      10"      .165      151  B  Note 28 SIS    183  B227811  227781                      2"      .154      151  B  Note 2A SIS    183                                        2"      .154      151  C  Note 4A SIS    187            F 2735                      2"      .154      151  C  Note 4A SIS    187                                        2"      .154      301  C  Note 4A SIS    187                                        3"      .216      151  C  Note 4A SIS    187                                        3"      .216      301  C  Note 4A SIS    188  B227812  F 2735                      3"      .216      301  B  Note 2A SIS    189  B206727  F 2735      D208017        8"      .148      151  B  Note 2B 20 of 33                                            2/22/2007
 
    ;nleigy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SIS      190  B206728    251783      D208019        8'      .328      601  B    Note 2B SIS      190                        D208017        8"      .148      151  B    Note 2B SIS      199  B206729    F 2735      D208010        6"      .134      151  B    Note 2B SIS      205  B227820    F 2735                      4"      .237      151  B    Note 3A CVC      205            F 2736 SIS      293  B206730    235296      D208024        10"      .359      601    B    Note 2B RHR      293                        D208019        8"      .328      601    B    Note 2B SIS      320            F 2735                      2"      .154      151    B    Note 2A SIS      320                                        3"      .216      151    B    Note 2A SIS      321            IF 2735                      2"      .154      151    B    Note 2A SIS      339            F 2719                      1"      .133      601    B    Note 2A WDS SIS      350  B206901    235296      D208025        10"      1.0      2501  A SIS      350                        D208025        10"      1.0      2501    B    Note 2G SIS      350                        D208024        10"      .359      601    B    Note 2G SIS      351  B206902    235296      D208025        10"      .359      601    B    Note 2G SiS      351  B206903    235296      D208025        10"      1.0      2501  A SIS      351                        D208025        10"      1.0      2501    B    Note 2G SIS      351                        D208024        10"      .359      601    B    Note 2G SIS      352  B206904    235296      D208025        10"      1.0      2501  A SIS      352                        D208025        10"      1.0      2501    B    Note 2G SIS      352                        D208024        10"      .359      601    B    Note 2G SIS      353  8206905 235296        D208025        10"      1.0      2501  A SIS      353                        D208025        10"      1.0      2501    B    Note 2G SIS      353                        D208024        10"      .359      601    B    Note 2G SIS      355  B206906    235296      D208015        6"      .718    2501  A SIS      355                                        6"      .718    2501    B SIS      356  B206907    235296      D208015        6"      .718    2501  A SIS      356                                        6"      .718    2501    B SIS      358  B206908    235296      D208015        6"      .718    2501  A SIS      358                                        6"      .718    2501    B SIS      361  B206909    235296      D208026        10"      1.125    2501    B SIS      361                        D208021        8"      .906    2501    B SIS      361                        D208019        8"      .328      601    B    Note 28 SIS      361                        D208015        6"      .718    2501    B    _    _
_  _  _  I_    _I_      _          _I      _    _ I*        I_      _  _ _I    _    _    _
21 of 33                                            2/22/2007
 
I~n/ergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SIS        361                                    6"      .718      2501 B SIS        362          235296                    1"      .133      601 B  Note 2A SIS        362                                    1'      .179      1501 B  Note 2A SIS        467          F 2735                    .75      .154      1501 B  Note 2A SIS        475          F 2735                    2"      .154      301 B  Note 2A SIS        518  B206911 F 2735    D208010        6"      .134      151 B  Note 2B SIS        548          F 2735                    .75      .113      301  C Note 4A SIS        548                                    1'      .133      151  C Note 4A SIS        565          F 2735                    2"      .154      151 B  Note 2A CVC                    F 2737                    2"      .154      151 B  Note 3A SIS        579          F 2735                    3"      .216      301 B  Note 2A SIS        580          F 2735                    2"      .154      151 B  Note 2A SIS        581          F 2735                    .75      .113      151 B  Note 2A SIS        595          F 2745                    3/8      .091      601 B  Note 2A 3/8      .091      601  C Note 4A SIS        609          F 2735                    .75      .113      301 B  Note 2A WDS        609          F 2719                      1"      .133      301 B  Note 3A SIS        R 1  B206671 235296    D208011        6"      .280      301 B  Note 2H SIS        R 1  B206672 235296    D208011        6"      .280      301 B  Note 2H SIS        R 2  B206673 235296    D208011        6"      .280      301  B Note 2H SIS        R 2  B206674 235296    D208011        6"      .280      301  B Note 2H SIS        R 3  B206675 235296    D208011        6"      .280      301  B Note 2H SIS        R 4  B206676 235296    D208011        6"      .280      301  B Note 2H SAMPLE SYSTEM SS          25          F 2738                    3/8      .065      2505 A  Note 1 RCS        25          F 2745                    .75      .219      2501  B Note 3A 25                                                              C Note 4A SS          26          F 2738                    3/8      .065      2505 A  Note 1 RCS        26          F 2745                    .75      .219      2501  B Note 3A 26                                                              C Note 4A SS          59          F 2738                    3/8      .065      2505 A  Note 1 22 of 33                                      2/22/2007
 
    ''Etdergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SS        69          F 2735                    3/8      .065      2505 B  Note 2C SIS        69          F 2745                    .75      .113        601 B  Note 2C SS        294          F 2720                    3/8      .065      2505 B  Note 3A CCW      294          F 2745                    .75      .113        601 C  Note 4A SS        295          F 2736                    .75      .113      601 B  Note 3A CVC      295          F 2745                    3/8      .065      2505 B  Note 3A SS        296          F 2736                    .75      .113      601 B  Note 3A CVC      296          F 2745                    3/8      .065      2505 B  Note 3A SS        297          F 2736                    .75      .113      601 B  Note 3A 297          F 2745                    3/8      .065      2505 B  Note 3A SS        322          F 2735                      2"      .154      151 B  Note 3A SS        364          F 2729                    3/8      .065      2505 B  Note 3A 364          F 2745                      .5      .065      2505 B  Note 3A SS        365          F 2729                    3/8      .065      2505 B  Note 3A 365          F 2745                      .5      .065      2505 B  Note 3A SS        366          F 2729                    3/8      .065      2505 B  Note 3A 366    _      F 2745                      .5      .065      2505 B  Note 3A SS        367          F 2729                    3/8      .065      2505 B  Note 3A 367          F 2745                      .5      .065      2505 B  Note 3A SS        375  B227870 F 2736                    3/8      .065      2505 B  Note 3A 375                                        1"      .133      151 B  Note 3A SS        557          F 2736                      .75      .065      153 B  Note 3A SS        572          F 2727                      .75      .065      153 B  Note 3A SS        605                                      .75      .065      153 B  Note 3A SS        606                                      .75      .065      153 B  Note 3A SS        607                                      .75      .065      153 B  Note 3A SS        608                                      .75      .065      153 B  Note 3A SS        610          F 2745                    3/8      .065    2505  C Note 4A WDS        610                                      .75      .113      151  C Note 4A SS        615          F 2745                    3/8      .065    2505 B  Note 3A 23 of 33                                      2/22/2007
 
      .L11cergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System I        I      I          I          I          I          I      II SS          630        F 2737    1              .75      .065      153    B  INote 3A SERVICE WATER SW          11A        F 2722                    10"      .365      -35    C SW          11B          F 2722                  10"      .365      -35    C SW          11C          F 2722                  10"      .365      -35    C SW          11D          F 2722                  10"      .365        -35    C SW          11E          F 2722                  10"      .365        -35    C SW            12          F 2722                    1"      .133      301    C  Note 4A SW            12                                    2"      .154      301    C  Note 4A SW          12A        IF 2722              _    10"      .365        -35    C SW          12B          F 2722                    10"      .365        -35    C SW          12C          F 2722                    10"      .365        -35    C SW          12D          F 2722                    10"      .365        -35    C SW          12E          F 2722                    10"      .365        -35    C SW          407          F 2722                    18"      .375      SWN    C 407                                  20"      .375      SWN    C SW          408          F 2722                    10"      .365      SWN      C 408                                    14"      .375      SWN      C 408                                    18"      .375      SWN      C 408                                  20"      .375      SWN      C SW          409          F 2722                    18"      .375      SWN      C 409                                    24"      .375      SWN      C SW          410          F 2722                    10"      .365      SWN      C SW          411          F 2722                    18"      .375      SWN      C 411                                    20"      .375      SWN      C SW          413          F 2722                    4"      .237      SWN      C  Note 4A 413                                    6"      .280      SWN      C 413                                    10"      .365      SWN      C SW          414          F 2722                    4"      .237      SWN      C  Note 4A 414                                    6"      .280      SWN      C 414                                    10'      .365      SWN      C 24 of 33                                          2/22/2007
 
Enlerogy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SW      469        F 2722                      1"      .133        -35  C Note 4A SW      470          F 2722                    1"      .133        -35  C Note 4A SW      471          F 2722                    1"      .133        -35  C Note 4A SW      495          F 2722                    2"      .154        151  C Note 4A SW      496          F 2722                    2"      .154      SWN  C Note 4A SW      497          F 2722                    2"      .154      SWN  C Note 4A SW      498          F 2722                    2"      .154      SWN  C Note 4A SW      499  _      F 2722                    2"      .154      SWN  C Note 4A SW      719          F 2722                    10"      .365            C SW      1535          F 2722                    2.5      .203      SWT  C Note 4A 1535                                    3"      .216      SWT  C Note 4A SW      1536          F 2722                    2.5      .203      SWT  C Note 4A 1536                                    3"      .216      SWT  C Note 4A SW      1537          F 2722                    2.5    .203      SWT  C Note 4A SW      1538          F 2722                    2.5    .203      SWT  C Note 4A SW      1539          F 2722                    2.5    .203      SWT  C Note 4A 1539                                    3"      .216      SWT  C Note 4A SW      1540          F 2722                    2.5      .203      SWT  C Note 4A SW      1541          F 2722                    3"      .216      SWT  C Note 4A SW      1542          F 2722                    1"      .133      SWT  C Note 4A SW      1543          F 2722    1                1"      .133      SWT  C Note 4A SW      1544          F 2722                    1.25      .140        J-3 C Note 4A SW      1545          F 2722                    1.25      .140        J-3 C Note 4A 1545                                    2"      .154        J-3 C Note 4A SW      1546          F 2722    1              1.25      .140        J-3 C Note 4A SW      1547          F 2722                      .5      .109        J-3 C Note 4A SW      1548        F 2722                    2"      .154        J-3 C Note 4A 25 of 33                                      2/22/2007
 
    -- lnkrgy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System SW        1549        IF 2722                    2"    1  .154        J-3  C Note 4A SW        1550          F 2722                    2"      .154        J-3  C Note 4A SW        1551          F 2722                    .75      .113        J-3  C Note 4A 1551                                  1.25      .140        J-3  C Note 4A SW        1552          F 2722                  1.25      .140        J-3  C Note 4A 1552                                    2"      .154        J-3  C Note 4A SW        1553          F 2722                  1.25      .140        J-3  C Note 4A SW        1554          F 2722                    .75      .113        J-3  C Note 4A SW        1555          F 2722                  1.25      .140        J-3  C Note 4A 1555                                    2"      .154        J-3  C Note 4A SW        1556          F 2722                  1.25      .140        J-3  C Note 4A 1556                                    2"      .154        J-3  C Note 4A SW        1557          F 2722                    .75      .113        J-3  C Note 4A SW        1558          F 2722                    .75      .113        J-3  C Note 4A SW        1559          F 2722                    .75      .113        J-3  C Note 4A SW        1560          F 2722                    .75      .113        J-3  C Note 4A SW        1561          F 2722                    .75      .113      J-3  C Note 4A SW        1562          F 2722                    .75      .113      J-3  C Note 4A SW        1563          F 2722                    .75      .113      J-3  C Note 4A SW        1564        IF 2722                    .75      .113      J-3  C Note 4A SW        1565          F 2722                    .75      .113      J-3  C Note 4A SW        1566          F 2722                    .75      .113      J-3  C Note 4A WASTE DISPOSAL SYSTEM WDS        23          F 2719                    .75      .113      151  C Note 4A RCS        23          F 2738                      1"      .133      151  C Note 4A WDS        24          F 2738                    3/8      .065      2505  C Note 4A RCS        24 WDS        30          F 2719                    3/8      .065      151  C Note 4A 30                                    .75      .113      2505  C Note 4A WDS        32          F 2738                    .75      .113      152  C Note 3A RCS        32 1      1          1          1                    1      1              1 26 of 33                                        2/22/2007
 
    - Enlergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System WDS          40        F 2719                    2"      .154        151  C  Note 4A CVC          40  _    F 2737                    3"      .216        151  C  Note 4A 40                                  4"      .237        151  C  Note 4A WDS          67        F 2719                    .75      .113      152  C  Note 4A 67                                    1"      .133      152  C  Note 4A WDS          68        F 2735                      1"      .133      601  B  Note 2C SIS          68                                            .179      2503  B  Note 2C 68                                            .250      2502  B  Note 2C WDS        105        F 2737                      1"      .133      151  C  Note 4A CVC        105                                    2"      .154      151  C  Note 4A WDS        106        F 2730                    1.25      .140      152  C  Note 4A CVC        105        F 2737                      2"      .154      151  C  Note 4A WDS        107        F 2730                      1"      .133      152  C  Note 4A CVC        107        F 2737                      2"      .154      151  C  Note 4A WDS        108        F 2737                    3/8      .065      2505  C  Note 4A CVC        108                                    .75      .113      151  C  Note 4A WDS        114        F 2719                    .75      .113      151  B  Note 3A CVC        114        F 2736                                        151  B  Note 3A WDS        115        F 2736                    1"      .133      151  B  Note 3A CVC        115 WDS        119        F 2719                    2"      .154        151 C  Note 4A CVC        119        F 2736 119        F 2737 WDS        130        F 2719                    1"      .133        151  C Note 4A WDS        131        F 2730                    1'      .133        152  C Note 4A 131                                    2"      .154        152  C Note 4A WDS        134        F 2730                    1"      .133        152  C Note 4A WDS        141        F 2730                    1"      .133        152  C Note 4A 141 WDS        143        F 2719                    2"      .154        151  C Note 4A CVC        143        F 2736 WIDS        156        F 2720                    2"        .154      151  C Note 4A COW        156 WVDS        157        F2719                      3"        .216      151  C Note 4A COW        157        F 2720 27 of 33                                        2/22/2007
 
Etilergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System WDS        158          F 2730                    1"      .133        152 C  Note 4A WDS        159          F 2737                    3/8      .065        151 C  Note 4A CVC        159                                    .75      .113      2505 C  Note 4A WVDS      160          F 2737                    3/8      .065        151 C  Note 4A CVC        160                                    .75      .113      2505 C  Note 4A WDS        162          F 2730                    .75      .113      151 B  Note 3A CVC        162          F 2736                    1"      .133      152 B  Note 3A WDS        174          F 2737                    1V      .133      151 C  Note 4A CVC        174 WDS        175          F2737                      1"      .133      151 C  Note 4A CVC        175 WDS        176          F 2737                    1"      .133      151 C  Note 4A CVC        176                                    2"      .154      151 C  Note 4A WDS        177          F 2737                    2"      .154      151 C  Note 4A CVC        177          F 2719                    3"      .216      151 C  Note 4A WDS        178          F 2737                    2"      .154      151 C  Note 4A CVC        178          F 2719                    3"      .216      151 C  Note 4A WDS        179          F 2737                    2"      .154      151 C  Note 4A CVC        179          F 2719                    3"      .216      151 C  Note 4A WDS        186          F 2730                    .75      .113      152 C  Note 4A 186                                      1"      .133      152 C  Note 4A 186                                    2"      .154      152 C  Note 4A WDS        191          F 2719                      1"      .133      151 C  Note 4A WDS        192          F 2737                    2"      .154      151 C  Note 4A CVC WDS        193          F 2737                    2"      .154      151  C Note 4A CVC WDS        194          F 2737                    2"      .154      151  C Note 4A CVC WDS        198          F 2737                    .75      .113      151  C Note 4A CVC WDS        201  B227816 F2736      1                1"      .133      151 B  Note 3A CVC 28 of 33                                      2/22/2007
 
01;k'ry Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section Xl - Pipe Line Data Sorted By System WDS      264        F 2719                    3"      .216      151 C Note 4A CVC      264        F 2736 WDS      268        F 2719                    3"      .216      151 C Note 4A CVC                  F 2736 WDS      269        F 2719                    3"      .216      151 C Note 4A CVC                  F 2736 WDS      276        F 2736                    2"      .154      151 C Note 4A CVC WDS      283        F 2736                    2"      .154      151 C Note 4A WDS      288        F 2719                    2"      .154      151 C Note 4A CVC      288        F 2737                    3"      .216      151 C Note 4A WDS      289        F 2719                    2"      .154      151 C Note 4A CVC      289        F 2737                    3"      .216      151 C Note 4A WDS      290        F 2720                    2"      .154      151 C Note 4A WDS      302        F 2736                    1"      .133      152 C Note 4A CVC      302                                  2"      .154      152 C Note 4A WDS      306        F 2737                    3"      .216      151 C Note 4A CVC      306                                  4"      .337      151 C Note 4A WDS      307  _    F 2737                    3"      .216      151 C Note 4A CVC      307                                  4"      .337      151 C Note 4A WDS      308        F 2737                    3"      .216      151 C Note 4A CVC      308                                  4"      .337      151 C Note 4A WDS      310        F 2719                    2"      .154      151 C Note 4A WDS      314        F2736                    .75      .113      151 B Note 3A WDS      330        F 2720                    .75      .113      151 C Note 4A CCW WDS      338        F 2719                    2"      .154      151 C Note 4A WDS      339        F 2719                    1"      .133      601 B Note 2A SIS WDS      424        F 2719                    .75      .113      151 C Note 4A 424        F 2730                    1.5      .145      151 C Note 4A 424 1                                  2"      .154      151 C Note 4A 29 of 33                                    2/22/2007
 
  -- En/ery Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System WDS        427        F 2737                    .75      .113        151 C  Note 4A 427                                      1V    .133        152 C  Note 4A WDS        435        F 2730                    3/8      .065      2505 C  Note 4A 435                                    .75    .219      2503 C  Note 4A WDS        436        F 2736                    3/8      .091      2505 B  Note 3A CVC        436                                    .75    .095      2503 B  Note 3A WDS        440        F 2730                      .75    .113        151 C  Note 4A 440        F 2737 WDS        441        F 2730                      .75    .113        152 C  Note 4A WDS        442        F 2730                      1"    .133        152 C  Note 4A 442                                    2"      .154        152 C  Note 4A WDS        443        F 2730                      2"      .154        152 C  Note 4A WDS        446        F 2719                      1"    .133        151 C  Note 4A WDS        448        F 2730                      .75    .113        151 B  Note 3A CVC        448                                      1"    .133        151 B  Note 3A 448        F 2736                      2"      .154        152  C Note 4A WDS        501        F 2737                      1"    .133        151  C Note 4A CVC WDS        502        F 2719                      3"    .216        151  C Note 4A CVC                    F 2737 WDS        503        F 2719                      2"      .154      151  C Note 4A CVC                    F 2737                      3"      .216      151  C Note 4A WDS        504        F 2737                      2"      .154      151  C Note 4A CVC WDS        551        F 2736                      .75      .113      151 B  Note 3A CVC        551                                    .75      .154      2502 B  Note 3A WDS        553        F 2736                      .75    .113      151 B  Note 3A CVC        553                                    .75    .154      2502 B  Note 3A WDS        555        F 2730                      .75    .113      152  C Note 4A WDS        556        F 2730                      .75    .113      152  C Note 4A WDS        571        F 2727                      1"    .179      1-WD B  Note 3A WDS        573        F 2727                      2"      .154      152 B  Note 3A 30 of 33                                      2/22/2007
 
    &#xfd;Enkergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System w)U          574              i- 2121                      5  I  .1li        bz b Note 3A WDS          575    B227872    F 2727                    2"      .154        152 B Note 3A WDS          576              F 2727                    .75      .113        152 B Note 3A WDS          600              F 2727                    1"      .179      1-WD B Note 3A WDS          601              F 2727                    V"      .179      1-WD B Note 3A WDS          609              F 2735                    .75      .113        301 B Note 2A SIS          609              F 2719                    1"      .133        301 B Note 3A WDS          610              F 2745                    3/8      .065      2505 C Note 4A SS          610                                        .75      .113        151 C Note 4A NOTES:
1  QUALITY GROUP A PIPING & COMPONENTS, OTHER THAN STEAM GENERATOR TUBING, 1" NPS AND LESS ARE EXEMPT FROM NDE REQUIREMENTS. PER IWB-1220(B)(1) & (2) 2  QUALITY GROUP B COMPONENTS WITHIN RHR, ECC & CHR ARE EXEMPT FROM THE NDE REQUIREMENTS OF TABLE IWB-2500-1 AS STATED BELOW:
2A  - VESSELS, PIPING, PUMPS, VALVES AND OTHER COMPONENTS 4" NPS AND SMALLER IN ALL SYSTEMS EXCEPT HIGH PRESSURE SAFETY INJECTION (HIS). PER IWC-1221(A) 2B
* PIPING, WHERE THE DIAMETER IS GREATER THAN 4" NPS AND THE THICKNESS IS LESS THAN 0.375 DOES NOT REQUIRE NDE EXAMINATION IWC-2500-1 CATEGORY C-F. THE QUANTITY OF ITEMS IN THIS CATEGORY WILL BE ADDED TO THOSE REQUIRING EXAMINATION TO DETERMINE THE TOTAL NUMBER TO WHICH THE EXAMINATION REQUIRED PERCENTAGE WILL BE APPLIED.
2C
* VESSELS,  PIPING, PUMPS, VALVES AND OTHER COMPONENTS 1.5" NPS AND SMALLER IN HIGH PRESSURE SAFETY INJECTION (HIS). PER IWC-1221(B) 2D
* PIPING, WHERE THE DIAMETER IS GREATER THAN 1.5" NPS TO LESS THAN 2" NPS OR 2" TO 4" NPS AND THE THICKNESS IS LESS THAN 0.2" DOES NOT REQUIRE NDE EXAMINATION PER IWC-2500-1 CATEGORY C-F. THE QUANTITY OF ITEMS IN THIS CATEGORY WILL BE ADDED TO THOSE REQUIRING EXAMINATION TO DETERMINE THE TOTAL NUMBER TO WHICH THE EXAMINATION REQUIRED PERCENTAGE WILL BE APPLIED.
2E  - COMPONENT CONNECTIONS 4" NPS AND SMALLER (INCLUDING NOZZLES, SOCKET FITTINGS AND OTHER CONNECTIONS) IN VESSELS, PIPING, PUMPS, VALVES AND OTHER COMPONENTS OF ANY SIZE IN ALL SYSTEMS EXCEPT HIGH PRESSURE SAFETY INJECTION. PER IWC-1221(C) 31 of 33                                      2/22/2007
 
-  Enlergy Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System YTM  IUNE No.ISO DWGI    P&IDI WELD\      I  D~I    [THICK      ci CLS    Os UAL I GROUP I                        DIET              I          I 2F      COMPONENT CONNECTIONS 1.5" NPS AND SMALLER (INCLUDING NOZZLES, SOCKET FITTINGS AND OTHER CONNECTIONS) IN VESSELS, PIPING, PUMPS, VALVES AND OTHER COMPONENTS OF ANY SIZE IN HIGH PRESSURE SAFETY INJECTION. PER IWC-1221(D) 2G
* VESSELS, PIPING, PUMPS, VALVES, OTHER COMPONENTS, AND COMPONENT CONNECTIONS OF ANY SIZE IN STATICALLY PRESSURIZED, PASSIVE (I.E., NO PUMPS) SAFETY INJECTION SYSTEMS. PER IWC-1221(E) 2H
* PIPING AND OTHER COMPONENTS OF ANY SIZE BEYOND THE LAST SHUT-OFF VALVE IN OPEN ENDED PORTIONS OF SYSTEMS THAT DO NOT CONTAIN WATER DURING NORMAL PLANT OPERATIONS. PER IWC-1221(F) 3  QUALITY GROUP B COMPONENTS OTHER THAN RHR, ECC & CHR ARE EXEMPT FROM THE NDE REQUIREMENTS OF TABLE IWC-2500-1 AS STATED BELOW:
3A    - VESSELS, PIPING, PUMPS, VALVES AND OTHER COMPONENTS 4" NPS AND SMALLER. PER IWC-1222(A) 3B    - PIPING, WHERE THE DIAMETER IS GREATER THAN 4" NPS AND THE THICKNESS IS LESS THAN 0.375 DOES NOT REQUIRE NDE EXAMINATION IWC-2500-1 CATEGORY C-F. THE QUANTITY OF ITEMS IN THIS CATEGORY WILL BE ADDED TO THOSE REQUIRING EXAMINATION TO DETERMINE THE TOTAL AMOUNT TO WHICH THE EXAMINATION REQUIRED PERCENTAGE WILL BE APPLIED.
3C      COMPONENT CONNECTIONS 4" NPS AND SMALLER (INCLUDING NOZZLES, SOCKET FITTINGS AND OTHER CONNECTIONS) IN VESSELS, PIPING, PUMPS, VALVES AND OTHER COMPONENTS OF ANY SIZE. PER IWC-1222(B) 32 of 33                                  2/22/2007
 
L'itery Indian Point 2 - Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Table C2 IP2 ASME Section XI - Pipe Line Data Sorted By System wSTEM4UN                                                                QA *W YSE IENo. ISO DWG        &ID        DWTLD      DIA    THICK .CLASS 4      QUALITY GROUP C INTEGRAL ATTACHMENTS AND SUPPORTS ARE EXEMPT FROM THE VISUAL EXAMINATION (VT-3) REQUIREMENTS OF TABLE IWD-2500-1 AS STATED BELOW:
4A
* COMPONENTS 4" NPS AND SMALLER WITHIN THE SYSTEM BOUNDARIES OF EXAMINATION CATEGORIES D-A, D-B & D-C OF TABLE IWD-2500-1, EXCEPT FOR THE AUXILLIARY FEEDWATER SYSTEM. PER IWD-1220.1 4B
* COMPONENTS EXCEEDING 4" NPS THAT ARE LOCATED IN SYSTEMS (OR PORTIONS OF SYSTEMS) THAT:
FUNCTION IS NOT REQUIRED IN SUPPORT OF RHR, CHR OR ECC; AND OPERATE AT A PRESSURE OF 275 PSIG OR LESS AND AT A TEMPERATURE OF 200 DEGREES FAHRENHEIT OR LESS. PER IWD-1220.2(A)&(B).
33 of 33                              2/22/2007
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
        - kmlergy                                      TABLE C-3 IP2 ASME Section Xl- List of Weld Drawings Sorted by Component ID UZU/(41    f.U"    I                    M 3U MZ*M b, MUUU    Ib3* G-A-5.j      LbL 1          Mvt-Lu I D207742    7.0"    T                  SA  302  GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RVHC 2 D207743    7.0"    T                  SA  302  GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RVHM 1 0207744    7.0"    T                  SA  302  GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RVHM 2 D207745    7.0"    T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RVHM 3 D207746    7.0"    T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RVHM 4 D207747    7.0"    T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RVHM 5 D207748    7.0"    T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RVHM 6 D207749    10.75" T                  SA  508 64, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVC 1 D207750    8.62"  T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVC 2 D207751    8.62"  T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVC 3 D207752    5.313"  T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVC 4 D207753    5.313"  T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVC 5 D207754    10.75" T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVL 1 D207755    10.75" T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVL 2 D207756    10.75" T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVL 3 D207757    10.75" T                  SA  302 B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVL 4 D207758    10.75" T                  SA  302 B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVL 5 D207759    10.75"  T                  SA  302 B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVL 6 D207760    8.625"  T                  SA  302 B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVL 7 D207761    8.625"  T                  SA  302  B, MOD SA-533 GR B CL 1                RPVL 8 D207762    5.31"  T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RPVM 1 D207763    5.31"  T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RPVM 2 D207764    5.31"  T                  SA  302 GR B, MODSA-533 GR B CL      1          RPVM 3 D207765    5.31"  T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RPVM 4 D207766    5.31"  T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RPVM 5 D207767    5.31"  T                  SA  302 GR B, MOD SA-533 GR B CL    1          RPVM 6 1 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
        - niergy                                      TABLE C-3 IP2 ASME Section Xl- List of Weld Drawings Sorted by Component ID LJ207768  10.75" 1 54.0" U ,5UH        bA 3U2 UlH b, MUU bA-b33 U-H b UL 1                I-'iVN 1 D207769  10.75" T 54.0" D SCH        SA 302 GR B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVN 2 D207770  10.75" T 54.0" D SCH        SA 302 GR B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVN 3 D207771  10.75" T 54.0" D SCH        SA 302 GR B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVN 4 D207772  10.75" T 54.0" D SCH        SA 302 GR B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVN 5 D207773  10.75" T 54.0" D SCH        SA 302 GR B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVN 6 D207774  10.75" T 54.0" D SCH        SA 302 GR B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVN 7 D207775  10.75" T 54.0" D SCH        SA 302 GR B, MOD SA-533 GR B CL 1                  RPVN 8 D207776  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 21-1A D207777  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 21-14A D207778  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 22-1A D207779  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 22-14A D207780  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 23-1A D207781  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 23-14A D207782  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 24-1A D207783  2.53"  T 34.0" D SCH        A 508-64, SA 182 TP 316, A 376 TP 316            RPVS 24-14A D207784  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP A-7 D207785  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP A-9 D207786  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP C-13 D207787  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP D-14 D207788  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP E-15 D207789  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP L-1 D207790  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP M-2 D207791  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP R-7 D207792  0.69"  T 4.5" D              SB 167, SA 182                                    CRDP R-9 D207793  3.5"  T 166.0" D SCH        SA 302 GR B, SA 302 GR B                          SGC-21 -1 D207794  3.5"  T 166.0" D SCH        SA 302 GR B, SA 302 GR B                          SGC-21-3 2 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Eidergy                                      TABLE C-3 IP2 ASME Section XI- List of Weld Drawings Sorted by Component ID U2U7795  2.b2b"  I 121.U" U Z5(.;-I  Z5A JUZ lih b, ZiA JUZ Uh tb UbULI-                      1-4 D207796  2.625" T  127.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-21-6 D207797  3.75"  T  129.25"D SCH      SA  336, SA 336                                  SGC-21-7 D207798  5.25"  T  129.25"D SCH      SA  336, SA 216 GR WCB                          SGC-21-8 D207799  3.5"  T  147.25"D SCH      SA  302 GR B, SA 336                            SGN-21-1 D207800  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  336, SA 302 GR B                            SGN-21-2 D207801  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-22-1 D207802  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-22-3 D207803  2.625" T  127.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-22-4 D207804  2.625" T  127.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-22-6 D207805  3.75"  T  129.25"D SCH      SA  336, SA 336                                  SGC-22-7 D207806  5.25"  T  129.25"D SCH      SA  336, SA 216 GR WCB                          SGC-22-8 D207807  3.5"  T  147.25"D SCH      SA  302 GR B, SA 336                            SGN-22-1 D207808  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  336, SA 302 GR B                            SGN-22-2 D207809  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-23-1 D207810  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-23-3 D207811  2.625" T  127.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-23-4 D207812  2.625" T  127.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-23-6 D207813  3.75"  T  129.25"D SCH      SA  336, SA 336                                  SGC-23-7 D207814  5.25"  T  129.25"D SCH      SA  336, SA 216 GR WCB                          SGC-23-8 D207815  3.5"  T  147.25"D SCH      SA  302 GR B, SA 336                            SGN-23-1 D207816  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  336, SA 302 GR B                            SGN-23-2 D207817  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-24-1 D207818  3.5"  T  166.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-24-3 D207819  2.625" T  127.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-24-4 D207820  2.625" T  127.0" D SCH      SA  302 GR B, SA 302 GR  B                      SGC-24-6 D207821  3.75"  T  129.25"D SCH      SA  336, SA 336                                  SGC-24-7 3 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
        - Energy                                        TABLE C-3 IP2 ASME Section XI- List of Weld Drawings Sorted by Component ID U207B22    5.25"  1 129.25"U zUH      bA i33b, bA 21b UH V  WUb                          &#xfd;)UU-z4-D207823    3.5"  T  147.25"D SCH      SA 302 GR B, SA 336                                SGN-24-1 D207824    3.5"  T  166.0" D SCH      SA 336, SA 302 GR B                                SGN-24-2 D207825    1.5"  T  97.75" D SCH      SA 216 GR WCC, SA 516 GR 70                      PZR-ISW-A D207826    4.188"  T 92.375"D SCH      SA 302 GR B, 304, SA 216 GR WCC                    PZRC-1 D207827    4.188"  T 92.375"D SCH      SA 302 GR B, 304                                    PZRC-2 D207828    4.188"  T 92.375"D SCH      SA 302 GR B, TP 304                                PZRL-1 D207829    4.188"  T 92.375"D SCH      SA 302 GR B, 304                                    PZRL-2 D207830    1.0"  T  6.0" D SCH        SA 182 F 316, SA 216 GR WCC                        PZRS-1 D207831    0.875" T  5.0" D SCH        SA 182 F 316, SA 216 GR WCC                        PZRS-2 D207832    1.125" T  5.5" D SCH        SA 182 F 316, SA 216 GR WCC                        PZRS-3 D207833    1.125" T  5.5" D SCH        SA 182 F 316, SA 216 GR WCC                        PZRS-4 D207834    1.125" T  5.5" D SCH        SA 182 F 316, SA 216 GR WCC                        PZRS-5 D207835    1.75"  T  14.0" D SCH        SA 216 GR WCC, SA 312 T 316                        PZRS-6 D207836    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 182, SA 240                                    RHXC-21 -1 D207837    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 240, SA 240                                    RHXC-21-2 D207838    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 240, SA 240                                    RHXN-21 -1 D207839    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 240, SA 240                                    RHXN-21-2 D207840    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 182, SA 240                                    RHXC-22-1 D207841    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 240, SA 240                                    RHXC-22-2 D207842    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 240, SA 240                                    RHXN-22-1 D207843    0.75"  T  34.5" D SCH        SA 240, SA 240                                    RHXN-22-2 D207844    0.875" T  10.75" D SCH      304, 304                                          SIFC-21-1 D207845    0.875" T  10.75" D SCH      304, 304                                          SIFC-21-2 D207846    0.875" T  10.75" D SCH      304, 304                                          SIFC-22-1 D207847    0.875" T  10.75" D SCH      304, 304                                          SIFC-22-2 D207848    0.25"  T  14.0" D SCH        304                                                RCFC-1 4 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 LmEnerg9y                                      TABLE C-3 IP2 ASME Section Xl- List of Weld Drawings Sorted by Component ID D207849  0.25" T  14.0" D SCH        304                                                RCFC-2 D207850  0.25" T  14.0" D SCH        304                                                RCFC-3 D207851  0.313" T 90.5" D SCH        A 240, A 240                                      VCTC-1 D207852  0.313" T 90.5" D SCH        A 240, A 240                                      VCTC-2 D207853  0.188" T 16.0" D SCH        A 240, A 240                                      SRFC-1 D207854  0.188" T 16.0" D SCH        304, 304                                          SRFC-2 D207855  0.188" T 16.0" D SCH        304, 304                                          SRFC-3 D207856  0.625" T 22.0" D SCH        SA 240, SA 182                                    NRXC-1 D207857  0.625" T 22.0" D SCH        SA 240, SA 240                                    NRXC-2 D207858  0.781" T 9.328" D SCH      T 304, T 304                                      RGXC-1-1 D207859  1.484" T 9.25" D SCH        T 304, T 304                                      RGXC-1-2 D207860  1.484" T 9.25" D SCH        T 304, T 304                                      RGXC-1-3 D207861  0.781" T 9.328" D SCH      T 304, T 304                                      RGXC-1-4 D207862  1.969" T 9.469" D SCH      T 304, F 304 SA 182                              RGXN-1-1 D207863  1.969" T 9.469" D SCH      T 304, F 304 SA 182                              RGXN-1-2 D207864  1.969" T 9.469" D SCH        F 304 SA 182, T 304                              RGXN-1-3 D207865  1.969" T 9.469" D SCH        F 304 SA 182, T 304                              RGXN-1-4 D207866  0.781" T 9.328" D SCH      T 304, T 304                                      RGXC-2-1 D207867  1.484" T 9.25" D SCH        T 304, T 304                                      RGXC-2-2 D207868  1.484" T 9.25" D SCH        T 304, T 304                                      RGXC-2-3 D207869  0.781" T 9.328" D SCH      T 304, T 304                                      RGXC-2-4 D207870  1.969" T 9.469" D SCH      T 304, F 304 SA 182                              RGXN-2-1 D207871  1.969" T 9.469" D SCH      T 304, F 304 SA 182                              RGXN-2-2 D207872  1.969" T 9.469" D SCH        F 304 SA 182, T 304                              RGXN-2-3 D207873  1.969" T 9.469" D SCH        F 304 SA 182, T 304                              RGXN-2-4 D207874  0.781" T 9.328" D SCH        T 304, T 304                                    RGXC-3-1 D207875  1.484" T 9.25" D SCH        T 304, T 304                                      RGXC-3-2 5 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 Lnlergy                                      TABLE C-3 1P2 ASME Section Xl- List of Weld Drawings Sorted by Component ID D207876  1.484" 1 9.25" U 6U-H        I 3U4, I 3JU4                                    huAU-6-6 D207877  0.781" T 9.328" D SCH        T 304, T 304                                    RGXC-3-4 D207878  1.969" T 9.469" D SCH        T 304, F 304 SA 182                              RGXN-3-1 D207879  1.969" T 9.469" D SCH        T 304, F 304 SA 182                              RGXN-3-2 D207880  1.969" T 9.469" D SCH        F 304 SA 182, T 304                              RGXN-3-3 D207881  1.969" T 9.469" D SCH        F 304 SA 182, T 304                              RGXN-3-4 D207882  0.188" T 16.0" D SCH        SA 240, SA 240                                    SWXC-1 D207883  0.188" T 16.0" D SCH        SA 240, SA 240                                    SWXC-2 D207884  9.0" T  115.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-21 -1 D207885  7.5" T  112.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-21-2 D207886  8.0" T  113.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-21-3 D207887  9.0" T  115.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-22-1 D207888  7.5" T  112.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-22-2 D207889  8.0" T  113.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-22-3 D207890  9.0" T  115.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-23-1 D207891  7.5" T  112.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-23-2 D207892  8.0" T  113.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-23-3 D207893  9.0" T  115.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-24-1 D207894  7.5" T  112.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-24-2 D207895  8.0" T  113.375"D SCH      A 351-63T                                        RCPC-24-3 D207896  2.5" T  34.0" D SCH        SA 182, A 376 TP 316                            RCC-21 -1 D207897  2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316                                    RCC-21-2 D207898. 2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65  GR CF8M                  RCC-21-3 D207899  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA    216 GR WCB              SGS-21-4 D207900  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA    216 GR WCB              SGS-21-5 D207901  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65  GR CF8M                  RCC-21-6 D207902  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65  GR CF8M                  RCC-21-7 6 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
      - Erder~gy                                        TABLE C-3 IP2 ASME Section XI- List of Weld Drawings Sorted by Component ID I IIIII D207903  2.656" T 3b.313" U bum      A 3/fb I I-V'3b, A ;.*bl-bb UI'-iU, :IV              ,-      I D207904  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-21-9 D207905  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  RCC-21 -10 D207906  3.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-63T GR CF8M                  RCC-21-11 D207907  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP'316                                    RCC-21-12 D207908  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-21-13 D207909  2.688" T 32.875"D SCH        SA 182, A 351-65 GR CF8M                        RCC-21-14 D207910  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-21-1 D207911  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-21-2 D207912  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-21-3 D207913  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-21-4 D207914  2.5" T  34.0" D SCH        SA 182, A 376 TP 316                            RCC-22-1 D207915  2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316                                    RCC-22-2 D207916  2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-22-3 D207917  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  SGS-22-4 D207918  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  SGS-22-5 D207919  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-22-6 D207920  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-22-7 D207921  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-22-8 D207922  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-22-9 D207923  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  RCC-22-1 0 D207924  3.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-63T GR CF8M                  RCC-22-11 D207925  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316                                    RCC-22-12 D207926  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-22-13 D207927  2.688" T 32.875"D SCH        SA 182, A 351-65 GR CF8M                        RCC-22-14 D207928  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-22-1 D207929  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-22-2 7 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0 L.Mefgy                                        TABLE C-3 1P2 ASME Section XI- List of Weld Drawings Sorted by Component ID D207930  3.313" T 37.625"U bUH        A 351 -bb UK UhWM                                ML-ZZ-0 D207931  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-22-4 D207932  2.5" T  34.0" D SCH        SA 182, A 376 TP 316                            RCC-23-1 D207933  2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316                                    RCC-23-2 D207934  2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-23-3 D207935  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  SGS-23-4 D207936  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  SGS-23-5 D207937  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-23-6 D207938  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-23-7 D207939  2.656" T 36.313" D SCH      A 376.TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-23-8 D207940  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-23-9 D207941  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  RCC-23-1 0 D207942  3.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-63T GR CF8M                  RCC-23-11 D207943  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316                                    RCC-23-12 D207944  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-23-13 D207945  2.688" T 32.875"D SCH        SA 182, A 351-65 GR CF8M                        RCC-23-14 D207946  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-23-1 D207947  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-23-2 D207948  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-23-3 D207949  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-23-4 D207950  2.5" T  34.0" D SCH        SA 182, A 376 TP 316                            RCC-24-1 D207951  2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316                                    RCC-24-2 D207952  2.5" T  34.0" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-24-3 D207953  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  SGS-24-4 D207954  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  SGS-24-5 D207955  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-24-6 D207956  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-24-7 8 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
      - J*u~ergy                                      TABLE C-3 IP2 ASME Section XI- List of Weld Drawings Sorted by Component ID D207957  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-24-8 D207958  2.656" T 36.313" D SCH      A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-24-9 D207959  3.0" T  37.0" D SCH        A 351-65 GR CF8M, SA 216 GR WCB                  RCC-24-1 0 D207960  3.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-63T GR CF8M                  RCC-24-11 D207961  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316                                    RCC-24-12 D207962  2.375" T 32.25" D SCH        A 376 TP 316, A 351-65 GR CF8M                  RCC-24-13 D207963  2.688" T 32.875"D SCH        SA 182, A 351-65 GR CF8M                        RCC-24-14 D207964  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-24-1 D207965  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-24-2 D207966  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-24-3 D207967  3.313" T 37.625"D SCH        A 351-65 GR CF8M                                  RCL-24-4 D207968  2.5" T  34.0" D SCH        A 182 F 316, A 376 TP 316                          10-1 D207969  2.375" T 32.25" D SCH        A 182 F 316-A 276 TP 316, A 376 TP 316            61-37 D207970  2.375" T 32.25" D SCH        A 182 F 316-A 276 TP 316, A 376 TP 316 D207971  2.5" T  34.0" D SCH        A 182 F 316, A 376 TP 316                          63-6 D207972  2.5" T  34.0" D SCH        A 182 F 316-A 276 TP 316, A 376 TP 316              80-1 D207973  2.375" T 32.25" D SCH        A 182 F 316-A 276 TP 316, A 376 TP 316              96-1 D207974  2.375" T 32.25" D SCH        A 182 F 316, A 376 TP 316                          350-1 D207975  2.375" T 32.25" D SCH        A 182 F 316, A 376 TP 316                          351-1 D207976  2.375" T 32.25" D SCH        A 182 F 316, A 376 TP 316                          352-1 D207977  2.375" T 32.25" D SCH        A 182 F 316, A 376 TP 316                          353-1 D207978  0.688" T 4.5" D SCH          A 403 TP 316, SA 182 F 316                        342-1 D207979  0.688" T 4.5" D SCH          A 403 TP 316, SA 182 F 316                        343-1 D207980  0.688" T 4.5" D SCH          A 403 TP 316, SA 182 F 316                        344-1 D207981  0.531" T 4.5" D SCH          A 376 TP 316, SA 182 F 316                          61-2 D207982  1.25" T  14.0" D SCH        SA 312 T 316, A 376 TP 316                          63-1 D207983  0.531" T 4.5" D SCH          A 376 TP 316, SA 182 F 316                          70-1 9 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
      &#xfd;- Eniery                                        TABLE C-3 IP2 ASME Section Xl- List of Weld Drawings Sorted by Component ID D207985  1.5" T  31.0" DSCH          A 155 GR KC70 CL 1, SA 336                          2-1 D207986    1.5" T  31.0" D SCH        A 155 GR KC70 CL 1, SA 336                          3-1 D207987  1.5" T  31.0" D SCH        A 155 GR KC70 CL 1, SA 336                          4-1 D207988  0.75" T  18.0" D SCH 60      A 106 GR C, SA 302 GR B                            5-1 D207989  0.75" T  18.0" D SCH 60      A 106 GR C, SA 302 GR B                            6-1 D207990  0.75" T  18.0" D SCH 60      A 106 GR C, SA 302 GR B                            7-1 D207991  0.75" T  18.0" D SCH 60      A 106 GR C, SA 302 GR B                            8-1 D207992  0.5" T  8.625" D SCH        SA 240, A 403 WP 304                                9-1 D207993  0.5" T  8.625" D SCH        SA 240, A 403 WP 304                              9-10 D207994  0.328" T 8.625" D SCH        CAST SS, A 376 TP 304                              9-84 D207995  0.328" T 8.625" D SCH        CAST SS, A 376 TP 304                              9-98 D207996  0.438" T 14.0" D SCH        A 376 TP 304, CAST SS                            10-59 D207997  0.438" T 14.0" D SCH        A 376 TP 304, CAST SS                            10-70 D207998  0.438" T 3.5" D SCH          A 312 TP 304, SA 182 F 304                        19-2 D207999  0.438" T 3.5" D SCH          A 376 TP 316, SA 182 F 304                        27-2 D208000  0.438" T 3.5" D SCH          A 376 TP 316, SA 182 F 304                        79-25 D208001  0.438" T 3.5" D SCH          A 376 TP 316, SA 182 F 304                        80-24 D208002  0.328" T 8.625" 0 SCH        304 SA 240, A 403 WP 304                          361-1 0.5" T  8.625" D SCH        304 SA 240, A 403 WP 304                          361-1 D208003  0.328" T 8.625" D SCH        304 SA 240, A 403 WP 304                        361-15A 0.5" T  8.625" 0 SCH        304 SA 240, A 403 WP 304                        361-15A D208004  0.219" T 3.5" D SCH 40      A 106 GR B, A 234 WP B, A 105                    CL 602 D208005  0.437" T 3.5" 0 SCH 160      A 376 TP 316, A 403 WP 316, A 182 F 316          CL 2501 D208006  0.437" T 3.5" D SCH 160      A 312 TP 304, A 403 F 304, A 182 F 316          CL 2502 D208007  0.328" T 4.5" D SCH 80S      A 312 TP 316, A 403 WP 316, A 182 F 316          CL 1501 D208008  0.531" T 4.5" D SCH 160      A 376 TP 316, A 403 WP 316, A 182 F 316          CL 2501 10 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
        - rLmergy                                      TABLE C-3 IP2 ASME Section Xl- List of Weld Drawings Sorted by Component ID D208009  0.531" T  4.5" D SCH 160      A 312 TP 304, A 403 F 304, A 182 F 316                  CL 2502 D208010  0.140" T  6.625" D SCH 1OS    A 312 TP 304 304L, A 304 WP 304 304L, A 182 F 304 304L  CL 151 D208011  0.281" T  6.625" D SCH 40S    A 312 TP 304, A 403 TP 304, A 182 F 304                  CL 301 D208012  0.281" T  6.625" D SCH 40S    A 312 TP 304, A 403 WP 304, A 182 F 304                  CL 601 D208013  0.281" T  6.625" D SCH 40    A 106 GR B, A 234 WP B, A 105                            CL 602 D208014  0.437" T  6.625" D SCH 80S    A 312 TP 316, A 403 WP 316, A 182 F 316                  CL 1501 D208015  0.719" T  6.625" D SCH 160    A 376 TP 316, A 403 WP 316, A 182 F 316                  CL 2501 D208016  0.437" T  6.625" D SCH 80    A 106 GR B, A 234 WP B, A 105 GR II                      CL A-1 D208017  0.156" T  8.625" D SCH 10S    A 312 TP 304 304L, A 304 WP 304 304L, A 182 F 304 304L  CL 151 D208018  0.328" T  8.625" D SCH 40S    A 312 TP 304, A 403 TP 304, A 182 F 304                  CL 301 D208019  0.328" T  8.625" D SCH 40S    A 312 TP 304, A 403 WP 304, A 182 F 304                  CL 601 D208020  0.328" T  8.625" D SCH 40    A 106 GR B, A 234 WP B, A 105                            CL 602 D208021  0.906" T  8.625" D SCH 160    A 376 TP 316, A 403 WP 316, A 182 F 316                  CL 2501 D208022  0.5" T    8.625" D SCH 80    A 106 GR B, A 234 WP B, A 105 GR II                      CL A-1 D208023  0.171" T  10.75" D SCH 10S    A 312 TP 304 304L, A 304 WP 304 304L, A 182 F 304 304L  CL 151 D208024  0.359" T  10.75" D SCH 40S    A 312 TP 304, A 403 WP 304, A 182 F 304                  CL 601 D208025    1.0" T  10.75" D SCH 140S  A 376 TP 316, A 403 WP 316                              CL 2501 D208026    1.125" T 10.75" D SCH 160    A 376 TP 316, A 403 WP 316, A 182 F 316                  CL 2501 D208027  0.781" T  10.75" D SCH 100    A 106 GR B, A 234 WP B, A 105                            CL B-1 D208028  0.187" T  12.75" D SCH 10S    A 312 TP 304 304L, A 304 WP 304 304L, A 182 F 304 304L  CL 151 D208029  0.375" T  12.75" D SCHSTD    A 376 A 358 CL 1 GR 304, A 403 WP 304, A 182 F 304      CL 601 D208030  0.375" T  12.75" D SCHSTD    A 106 GR B, A 234 WP B, A 105                            CL 602 D208031  0.688" T  12.75" D SCH 80    A 106 GR B, A 234 WP B, A 105 GR II                      CL A-1 D208032  0.437" T  14.0" D SCH 40S    A 376 358 CL 1 TP 304 316, A 403 WP 304 316, A 182 F 304 CL 601 D208033    1.25" T  14.0" D SCH 140    A 376 TP 316, A 403 WP 316                              CL 2501 D208034  0.25" T  16.0" D SCH 1OS    A 358 A 312 TP 304, A 403 WP 304 304L, A 182 F 304 304L  CL 151 D208035  0.25" T  18.0" D SCH 1OS    A 358 A 312 TP 304, A 403 WP 304 304L, A 182 F 304 304L  CL 151 11 of 12
 
Indian Point 2- Fourth Ten-Year Interval Inservice Inspection Program, Rev. 0
      - Eniergy                                      TABLE C-3 1P2 ASME Section Xl- List of Weld Drawings Sorted by Component ID D208036  0.938" T 18.0" D SCH 80    A 106 GR C, A 234 WP B, A 105                    CL B-1 D208037  0.75" T  18.0" DSCH60      A106GRC, A234WPB                                  CL B-2 D208038  0.906" T 28.0" D SCH      A 155 GR KC70 CL 1, A 234 WP B, A 105 GR II      CL A-1 D208094  0.25" T  14.0" D SCH      A 358 A 312 TP 304, A 403 WP 304 304L            CL 151 D208095  0.438" T 14.0" D SCH 40S  A 358/312 TP 304, A 403 WP 304/304L              CL151 12 of 12
 
4Enlersy                                                                  Indian Point Energy Center - 1P2 Inservice Inspection Program - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table C4 Ultrasonic Calibration Blocks CBX IPP-2T R1              RV IND DEMO 87 C&S 114-8287          9.0 T    60 L 24 W                  IP3 DROP            SA 302B Ni Modified SA-533 GradeB CL1            C&S IPP- 3-10              SG Inclusion Non-Code                5.0 T 10.125 L 4.0 W                C0815              A533 69A Grade B                      C1.1 CS    CBX IPP-30                RV    HEAD                          7.0 T 24.5 L 6 W                    4885                A508                                  C1.2 CS    CBX IPP-31                SG    CH-TS                        5.25 T 18.375 L 6W                  4885                A508                                  C1.2 CS    CBX IPP-32 R1              SG      Class 2                      3.5 T 18.2 L        6W              D8366 - 5          A533                                  C1.1 CS    CBX IPP-37                RE    STUD Non-Code                7.0 Dia.                            121707              SA540 Grade B23                                  CBX IPP-38                PZR Class 1                          4.25 T 14.875 L 6W                  D8366-5            A533 Grade-A                          C1  CS    CBX IPP-40                31" Main Steam                      1.5 T 31 D                          3G8217              A515 Grade-70                              CS    CBX IPP-41                28" Main Steam                      1.0 T 28 D                          2G5643              A155 KC-70                            C1.1 CS    CBX IPP-42                18" Feedwater                        0.938 T 18 D Sch 80                  N73178              A106 Grade-C                              CS    CBX IPP-43                18" Feedwater                        0.750 T 18 D Sch 60                  L03912              A106 Grade-C                              CS    CBX IPP-44                RCS FILTER                          0.250 T 14 D Sch 10                  182                A312 Type 304                              SS MIA/Not Used IPP-44 R1              RCS FILTER                          0.250 T, 14.0 D, SCH 10              182                A312 Type 304                              SS    CBX IPP-45                12" Main Steam                      0.687 T 12 D Sch 80                  N13396              A106 Grade B                              CS    CBX IPP-46                12" RHR, ACS                        0.375 T 12 D Sch 40S                F90262              A312 Type 304                              SS    CBX IPP-47                10" SIS                              1.125 T 10 D Sch 160                8-655              A376 Type 316                              SS    CBX IPP-48                RCS RHR                              1.0 T    10 D Sch 140              K23734              A376 Type 316                              SS    CBX IPP-49                CVC INJ. FILT.                      0.844 T 10 D Sch 120                856455              A240 Type 304                              SS    CBX IPP-49 R1              CVC SEAL INJ. FILT.                  0.844 T, 10.0 D, SCH 120            6-448              A312 Type 304                              SS    CBX IPP-50                10" Feedwater                        0.719 T 10 D Sch. 100                58205              A106 Grade B                              CS    CBX IPP-51                10" RHR, SIS                        0.365 T 10 D Sch 40S                7-068              A376 Type 304                              SS    CBX IPP-52                CVC Regen HT Ex                      0.906 T 8 D Sch 160                  7-825              A376 Type 316                              SS    CBX IPP-53                8" Main Steam                        0.906  T 8    D  Sch. 160            L02617              A106  Grade B                            CS    CBX IPP-54                8" Main Steam                        0.500  T 8    D  Sch 80              60692              A106  Grade B                            CS    CBX IPP-55                8" ACS, SIS                          0.322  T 8    D  Sch 40S            M1993              A312  Type 304                            SS    CBX IPP-56                6" RHR, SIS                          0.719  T 6    D  Sch 160            B-1985              A376  Type 316                            SS    CBX IPP-57                6" SIS                              0.432  T 6  D  Sch 80S              M5126              A312  Type 316                            SS    CBX IPP-58                6" Main Steam                        0.432 T 6 D Sch 80                  255590              A106 Grade B                              CS    CBX IPP-59                6" SIS                              0.281 T 6 D Sch 40S                  M2451              A312 Type 304                              SS    CBX IPP-60                4" Pressurizer Relief, Safety, CRDMs 0.647 T 4 D 14.0 L                  M6556              A312 Type 316                              SS    CBX IPP-61                4" Pressurizer Spray & Relief        0.531 T 4 D Sch 160                  C7279              A376 Type 316                              SS    CBX Appendix C4 Ca! Blocks RevO.xls                                                        1 of 3
 
Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Program - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table C4 Ultrasonic Calibration Blocks IPP-62                    Le~tdown CVC. RCS                0.438 T CV 3 D Sch 160 C..38T3D1. 6 5131 11A36T A376 Tvoe 3161 SS Letdow IPP-63                3" CVC                              0.438 T    3 D Sch 160                2P4334                  A312 Type 304                          SS t                                      I      -                r                                  T IPP-64                2" Drain Seal Ini. SIS              0.344 T    2 D Sch 160                NVA15W                  A376 Type 316                          SS IPP-65                1.5" Seal Injection CVC, RCS        0.281 T    1.5 D Sch 160                NNN66B                  A376 Type 316                          SS MIA/Not Used IPP-66                Pressurizer Skirt                    1.5    T    13 L 4 W                  D8248                    SA516 Grade-70                          SS    CBX IPP-67                RHR HT EX                            0.750 T      9 L 4 W                  717278                  SA240 Type 304                          SS    CBX IPP-68                CVC NON REGEN                        0.625 T      9 L 4W                    717278                  SA240 Type 304                          SS    CBX IPP-69                CVC VCT                              0.250 T      9 L 4W                    717278                  SA240 Type 304                          SS    CBX IPP-RV-1              RV FLANGE C&S 114-8212                14.0 T    36 L 6 W                    22231,39088              SA508                              C1.3 SS    CBX IPP-RV-70              9" RV Shell C&S 114-8238            9.0 T      40 L 6 W                    C5128                    SA533 Grade B                      C1  CS    CBX IPP-RV-71              11" RV Shell C&S 114-8220            11.0 T    38 L 6 W                    C5128                    SA533 Grade B                      C1  CS    CBX IPP-RV-72              6" RV Shell C&S 114-8246            6.0 T      21 L 6W                      C5128                    SA533 Grade B                      C1  CS    CBX IPP-RV-73r2            RV Safe End C&S 114-8253            2.5 T    18.5 L 6 W                    122P169, 653924, 57128  SA508, Type 316, CFB                    DM    CBX IPP-74                14" RHR & Pressurizer Surge Nozzle    1.25 T    14 D Sch 140                535765                  A376 Type  316.                        SS    CBX IPP-75                14" RHR                              0.438 T    14 D Sch. 40                14085                  A358 Type  316                          SS    CBX IPP-76                RV STUD      C&S 114-8261          7.0 D                                  13186                    SA540                                  CS    C&S IPP-77                RCP STUD                            3.5 D                                  95864                    SA540                                  CS    C&S IPP-78                Crane Track  Stud Non-Code          1.0 D      5.0 L                      NONE                    Mild Steel                                    DR-33 IPP-79                2" FCU Pipe  Section Non-Code      2.0 D                                  NONE                    Cu Ni Step Wedge .044.094 .135 .147"          DR-33 IPP-80                2" FCU Pipe  Section Non-Code      2.0 D                                  NONE                    Cu Ni Step Wedge .046.097 .140 .155"          DR-33 IPP-81                Depth Sizing                        2.0  x 4.0                            N/A                    A 533 1302B MOD                          CS    CBX IPP-82                SIS                                  0.337 T      4.0 D      Sch 80          F94045                  A312 Type 316                              MIA/Not Used IPP-82R1              SIS Replacement                      0.337 T      4.0 D      Sch 80                                  A312 Type 316                                  CBX IPP-83                SIS ACC NOZ MOCKUP IGSCC Non-Code    0.75 D Coupling                        N/A                                                                    DR-33 IPP-84                SIS ACC NOZ MOCKUP IGSCC Non-Code    1.0    D Coupling                      N/A                                                                    DR-33 IPP-85                SIS ACC NOZ MOCKUP IGSCC Non-Code    2.0      D Coupling                    N/A                                                                    DR-33 IPP-86                Pressurizer Noz w/Overlay            4.0 Nozzle/Safe End/ Elbow              Multi                    SA 216(cs) SA-1 82-F316, A403-316              CBX IPP-87                Pressurizer Noz w/No Overlay        4.0 Nozzle ID Thermoshield              Multi                  A182 - 316                                      CBX IPP-88                Depth Sizing                        1.5 x 18 x 2 UT Sizing Block            6-1043                  CF 1018                                CS    DR-33 IPP-89                Depth Sizing                        1.5 x 18 x 2 UT Sizing Block            C10223                  304                                    SS    DR-33 IPP-90                Depth Sizing                        1.5 x 18 x 2 UT Sizing Block            D80701                  316                                    SS    DR-33 Appendix C4 Cal Blocks RevO.xls                                                          2 of 3
 
4"Efiertg Indian Point Energy Center - IP2 Inservice Inspection Program - Fourth Ten-Year Interval, Rev. 0 Table C4 Ultrasonic Calibration Blocks REMARKS/~
SHDULEIZET N.
an                                                              LOCATION D-4956-600-                                  DR-33 / IP3 QC IIPP-91                ASME PDI Piping                        2.0 W 2.25D      10.0 L            101/432L031 10      A516 Gradeade 70      CS  Lab D-4956-600-                              SS  DR-33 Lab    / IP3 QC ASME PDI Piping                        2.0 W 2.25 D      10.0 L            10/8169304          A240 Type 304 IPP-92 IPP10/8130                                                                                                              LaDR3b/P3O 10.0 L              D-4956-600-        A240 Type 316        SS  DR-33 / IP3 QC IPP-93                ASME PD1 Piping                        2.0 W 2.25 D 103/894187                                    Lab IPP-94                Copper Nickle Step Wedge              4 Step .046" to .233"                Fan Cooler Cut Out  Fan Cooler CuNi      CuNi      IP3 Lab 5C-003 AKA IPP-95      2" Socket Weld UT Standard            2D      0.218" T SCH 80              5C-003              A106                  CS        IP3 Lab 5C-004 AKA IPP-96      1.5 "Socket Weld UT Standard          1.5 D 0.200" T SCH 80                5C-004              316                  SS        IP3 Lab 5C-005 AKA IPP-97      1.5 Socket Weld UT Standard            1.5 D 0.281" T SCH 160              5C-005              316                  SS        IP3 Lab 5C-006 AKA IPP-98      2" Socket Weld UT Standard            2D      0.218" T SCH 80              5C-006              316                  SS        IP3 Lab 5C-007 AKA IPP-99      2" Socket Weld UT Standard            2D      0.344" T SCH 160            5C-007              316                  SS        IP3 Lab IPP-100                2" Sch 160 Thermal Fatigue Std        2D      0.344" T SCH 160            In Progress        304                  SS    In Manufacture IPP-BH-1                SG Ligament Exam Non-Code            5.0 T 9.0 L 28.0 W                  D8248              SA516 Grade 2        CS    MIA/Not Used INT- 9                Replacement FOR IPP-44                0.250 T,14.0 D,SCH 10                182                SA312 Type 304        SS          INT INT-14                REGEN, Replacement for IPP-49          0.863 T,10.0 D,SCH 120              6-448              A312 Type 304        SS          INT INT-30                Replacement FOR IPP-65                0.281 T, 1.5 D,SCH 160              NNN7B              A376 Type 316        SS          INT INT-46                RV SAFE END ELBOW                      2.5 T 18.5 L 6.0 W                  MULTI              SA508, 316, CFB      DM        T-39 INT-50                SG FW NOZ INNER RADIUS                12  x 11.5 Special                  313212              SA508 CL 2            CS        T-39 INT-52                Main Steam                            1.0  T 28.0 D                      Y85923              SA516 Grade 70        CS        T-39 INT-53                PZR SKIRT                              1.5  T    10.0 L    6.0 W          801E07370          SA516 Grade 70        CS      WH 3300 INT-54                RCS CAST ELBOW                        3.5  T 8.56 L        6.0 W          5160C1              SA351 Grade CF8A Cast SS      WH 3300 Notes:
IPP = IP2 INT =IP3 DR-33 =
IP3 QC Lab = 2 nd Floor Admin Building WH 3300 =
MIA = Missing in action.
T-39 = Trailer 39 Appendix C4 Cal Blocks RevO.xls                                                          3 of 3
 
Ent WJ~fl          "Indian              Point Unit 2 er~ovIP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX D MAJOR EQUIPMENT DRAWINGS
 
Indian Point Unit 2 ELn:  fterg) .,        ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast      INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN MAJOR EQUIPMENT DRAWING INDEX Reactor Vessel                                        A206913 Steam Generator No. 21                                A206914 Steam Generator No. 22                                A206915 Steam Generator No. 23                                A206916 Steam Generator No. 24                                A206917 Pressurizer No. 21                                    A206918 Residual Heat Exchangers No. 21 & 22                  A206919 Regenerative Heat Exchanger                          A206921 Reactor Coolant Pumps No. 21, 22, 23 & 24            A206923
 
A              1                0                    1                  C.                  1          1. 0                1              5                                                I              I      S                I ww  o47      A4~P &O00O I
114.1a*76 too~    r/0 mom7"                                        Slum tel.-eC.4 (P74 2017                                  7 so047.71 10' 4072  ~~ ~            ~ ~        N    A(WL*..442CW4(
20!~I'  27L1 7
                                                                                                                                                        *121&t14 7-
                                                                                                                                                                        ~ .aea7Oct4
                                                                                                                                                                        . 71 0~
M4**tt h    42    kO*11101*12 EFINtI.*1
                                                                                                                                                                                                                                          .0*7*2*2!27?
(t.lootl7 3-A,4                                        1AS~                                      (02077441~~~~~~~~l I. 7  212                  (70I    212f7tN0                                        I040 412                                                                        4744424 H      1            I  ,r
                    .1        07',*7074 I  I-0"-74,t  J                          ,'1407 04*1-74 DTi L 7
                                                                        ~ p2a775'.I OUTLET 2*0UE (4 2,02)
Fc 11
* 2729777441 2OLETc22L (274Z,)                  09 122 1-TULLLENGTH CONTECL                -'--4 Q0  Rve Y-CHbNI5M 5EC'IO  D-D 7
SECTIONEF L  +/- p 1.77 0
10              2077207741 I    SYMBOLIDENTIFICATION4 MYCANASSd$BL7                                                                                                                                                                                                                                                                            2 pum 44.T 027240Z L..TT-1.SE WkLL.274 PZE5UQ TXACY.-!^.-
W So          .i          j tP207-7 V            G 71&                19                D    IEr -                                                    SA206913- I TOESA      A4707 C*(ftTR@L.e
                  -      P nAETQ  1SE AA)7 70EE (SEE 747141                        *7J7 2FSUE
                                                                          *.470        0 L            _______________________________________
71074 ~      14*2,,,
Lww    Ak"770.
ECTIONJI                                          to 2 4*4 *4          1.11      al0                                                                    ell._                              KO~2J        022      72LL7JO                                                                      Ile2
                                                                                                                                                                                                                                .- 744427SEE                              2.2  7,
                                                                                                                                                                                                                            ~O0    D    I~        7HI.141NSM                            I DFIA  Esc                DETAIL146  G' DETAIL                                                          SPE                                                                                                                &#xa3;02thu D    *48N442'4 CO    T40.-D        04.YN t-tl-oO-77!~~~vb                                .4                      LS0201w-1422T. 72242 7*                                                                                                                                                      RO      D7vEVEH                                            2S 2441144074      74212 9&#xfd;                    EXPA DED VIEW -        5WELL OU251 A    -'      I                I                                      C                                                      2              E                                                      1 .1..          H                I                I
 
                          - mml-I---__---,                                                                                            L                                    I                                                                    I                  --      -            _---r_      -________
16 1-i9S            A21SS 522i.&#xfd;tIRl I -      WELD                                                                                                                  N NuLl. 1S. AC STI -    ~AJCrr
                                                                                    -1            RCA-SLO                  I        2    WELD DESIGNRATION DETAIL DRAWING CXAMIEVER BTAIBECL                                            o O 2o 2F2 C    -                                                                                                      i'-lll
_____,"lk AtEdftO II/A*Q.E--RS"
                                                                                        -      .C  .... 5.,    _D                              2 UBN                                                                            S          N    IR  c.                                                                        o (Z)LIFTING  LUG5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  %AS0 WELDED                                                                                                                                                                                                            V IEW 'K K',:-2)N                                                                                              N t 11ELLI-TCAL4-A0                                                                        ."-Ri                                                            /PU70".50                                                                          D 5
WOED                                                                                                                  -                                '    ,K                                        SIERETIAR                                                      R&#xb6;AI      R AOC E EA"'TOR          O F2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    0 2
KMK SOE-II                                          'Li                          /                                                                                          *N*/Nl--A                  -a,,                      CiKEuPLA I'rAM          !ll~      O3t' WELDED                                      LUOS                                                                                  R.                  .D0                                  NOULE TAJLAT O WEDE SISO.N                                                                                                                                                      A1"I.120            SI,                      2NLE L  _    A. 4' N                TOP VIEWLA-A(oS.)                                      Y'j                S CO.c-)                            --                        ATO*
                                                                                                                                                                                                                                                                        .            C    OR E      CRIPTI~rON
                                                                              /  -ItAES'rNSCO-i~OC'001,1I          .TOP HEAD                                                          UPPER SHELL BARREL GCAL  ~              ~            0s *It FIEISTRYNOtLE Tlkl D,,rCM"W.7ASHLL R11' SECONDARY MANWAYrF                                    C.      -" I PL AOAOLE    5COVER SECOAAI2orK 2
_    - _A,'I            _                                        BTT A_ B M SO-ZTR-7
                                                                                      -ELD    WELDEDO*                                                                S                                                                                                            I CIIANNELHEAD TO TUE DREET N'    NOD 50.io"0                                                                                                        WELD A      DIEuSI"o  AREAS(0,.O Ni S        -ETr)
J 1F"        2                                  lo                                                                                                                i.        \.*                              C, 26CTSTEAMOOUTLET (1 ER TH~
15 WELDEP A    E T_                                                  'v      2
                                                                                                                                                                          -                                                            5.4 r-0                        AR*            jJ
_K SHELL  MAINH'L Ir2 [STEM UMP REiS5l      A
                                                                              -      )                      UP    TOPHE AR S"--
BOTTOMLF_
(R~r)    - SEC IO
                                                                                                                                                        /LL PRMARY MANWAYE4"N
                                                                                                                                                                      \ \1            i Qfti        BARL IRISUPPORT A
PADS -
SECONDARY            E
_b__  W        RLNG
_tI~rINSPE"CTiIONLEPOR WilICMl
                                                                                      --                        E TO          -AO                I                                      R  NIINC        N                                  L  WRS        ELB          R E          O    IN~CIE WEL I"O."-0 WILHAIFDIMAr-r ARA (WEL "
IE IOAhI e-1_!,-8 EWs L                                                                                                o" BOTTOM- SECTTION                            j                                                                                                II                      _    _    R1N          INEE      --ID/12" b                                                                                                                                                                                                                                VIEIW1T-O                      '1 .' . ( i                i R.4O            W(!5n -C * *"
lr-50rM-3.                                  (2)ITUIR                                          LITN                  L-          u.W1
* IT'-        =            "--                      TAP-DI U--21R          RT.-R T
ETUB                                                                          PLATE N. IIFWP 41- AMU I __
2
                      'GI-                                                                                                                                                                                                                                                                          7    IClFIC AL
_                                                                                                                                              -1
                                                                              '"S2                                      __
EDISON Co.
XH.)
H2                      TURNt                                                                                                                                                                                                                                                                                  DINTNei T111-(Al S20000T PAOt nom.. top IL NIUA Vll&#xfd; ELEVtN Vj I
EtARSECTION'              LOWER SHELL BARREL F-F'co                  oro--  A  27(f    S              SECT ION'G-GA*cD                                        BOTTOM CHANNEL      VIEW"H-H" HEAD          c-,)
Q    ELEVA*.TION TATION.FOR TO                                            BOTTOM SECTION                            PEo C-240-1                      AND TUBE PLATEr_                                                                      .L*.A              OMMDO4A_
TRUENO21 STEAM GENER, FLOORELEV. 4C.'-                  NOTA TRUE ORIENT PLAN vIEWS B SECTIONS ORIENTAT ION SEE I      _____" I.          I..      ____                                                                                                                                    -I -                              -
 
I -_
i                                                            - - ".11    1 EN5US.ATIOIU  NOTE'                                                                                                              (A)BOLTS1 16 IQNALY SYMBOL IDENTIFICATION FULLY INSLATED  STAR&SS
                                                                                . 570408157)75 TESA                  BA11ION INAOCODRIWSE  WiTTSPECEIA1TONS!SO        50NA04                                      -WELDOESIGNATION 3                                                              c      -WELD    DETAILDRAWING                                                                                                                                                              :2d9.OM~C F AN-
                                                -C      )(D-4)WUME                                                                                                                                                                                                                                                                              0 (ULFT196LG L06                                                                                                                                                                                                                                                                                                            871-    3&#xfd;-T WELDED                                                                                                                                                                                                                                      55m1                                                we    24 1 A.
III ELIPTICALREAD SPACESOit                                                  If I                                                                K                                                          T*TS CEROL            7 PUM                                                  -      .CPe I-SG-W- MB rv~MM7\
                                                                --                Y    3                                  DOS~-.IVi I-Thy K            -
14222R S-mp-                                                                                                                                    S                                          M
                                                                  -                82                                  -    -/                                                                                          07,, "                  ,- **                    MI~i[III            IAIIIM
                                                                                                                                                                                                                                                                                                              .T. 1. --
WELD        FI                            I4S-                                                            ETBUATO
_7
                                                                                /  (w8)5LIFT6LU S T    P VIIWS
                                                                                                                    ,0OTOP    HEA1 A-A 1,,(c.L.)                                                                              /'
* IE M51 7
L    "*T 303 UL4E                                                      s'-'ct                                        STEAM OUTL*ET CHL_MLLI-VJ,**
TOP SECTION                                                                                        rE FVIWV"8    ER NLer LLLLS                                                                                                        SECONDARY MANWAY'F'                              E      Q    MeAvAGAYT'CSI          PRIMARY)
                                                  ~~1~                                                                                                                                                                                                                                                      (&#xfd;ECO. ART)
      -1                                                                      LoOi                                                                                                                                                  cs-CI.S
* A    M~Y            CDR Owm WSol..~AT                  O-A-                                                                                    NBOSAL-ASL-D                                                                                                                                                                  S5.TAp III)EARATH                                                                                                                                                                                                                                                                                            I TAP I-G T&#xfd;IIIE c      FLE&#xfd;ATION
                                                                                                                                                                                                          -,                                            II                                e
* lIV    56 It. -  ART                  -22R-O7T-A                    IOC-A-S                              "f. ii4.                                                              -              /              li  51t50T      SA-STi            W 81 -7 I/L(I-16-, 9/,6-93- -6, 95 -7/16" "0                                                                                                                                                                                                                                                                                                              102 - T 7/16-zS        N                                                          SECTION"E-E"A.sO                                  R06110        LV 3/16' I                                                                                                                                                                                                                                                        :0-1 w-_,/16-1 1C-T 5/11" D3-                                                                                        SECTION 'C-C' ....                                                                                                  L............                                3      ......                  11-2 .1/16' S10*01 1                                                                                                                            PRIMARYMAN'AA
                                                                                .&#xfd;(G4                                    -T                        SCAL            S-                                      aEL                                                                        R--  #41
                                                                            --                                UPPER SHELL BARREL              '"
                                                                                                    -~~~~A                                                                                                        -AMAUT_805S'S BOTTOM SECTIQN                  ,-'                                                                                                        180 3I H2TU
                                                                                    "(tOO"A TWE.,,
IIf'*S-O        .      8A0I(LI.Y 00  I  \  t
                                                                                                                                                                              *                    ,,)*                          i+1*      f t10 o          IQIAI, TLLY $1
                                                                                                                                                                                                                                                                                          -,F 4,,
AS7[
4  -I                                HEL L  REL-STU Bh                LoAR A206915- 3 CO.
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                +
Z                                                                                                                                                                                                                                                                                                          CONSOUDATED      EDISON SECTIONSNT-                                                                                                                                                          ego.
AL584 (ASIDPPOTTSE                                                                                                                                                                                                                                                                                            L.A. GA.        ~18SA1AL..
I-LOWER                              ELL BAR3EL                                -S                                                                    A                I A
                          "H4[4                          "                                                                                                                                                                                                                                                                                      I ELEVATION 0
STEAM GENERATOR N:'OR TRUE                                                                              3      "ClaSS A " IEMS PEA0-240-I CHANNEL HEAD:IO0*Z0m-B*
INAS                    OT BU      IS ROOT ELT                        NOTA TRUE ORIENTATION F ORIENTATION SEE PLAN VIE I  I      I*              i..+
 
Ill!",      552*STNNOS                                            FIEOT*ECE DRAWINGS        lI~l        SYMBOL  IDENTIFICATIO N                                  I- T "s-T I%a o l                                                                                      I.
TIW',0,'tt!e                                                    SIN                                                              W                                witTLOI370,IAT 0*11I0000I                          3IELD                                            DETAIL
                                                                                                                    -W~N~9*    DRAWCING                                                                  ,
0 c", . 10 0 N                            1010ECdON9DRy                          ANDHOLERECO 4 1:                                                                                                                            45.2    5. lN DMDM      &#xfd;                          3                                        vw          &U    &#xfd; 'GYNRz T*UtA NOw"L 3E  I AN                                                                                                                  OIWD 1.2 R A.I*. AVE            EL.T          2 '/S!          5
                                                                                                                                                          -.      SETO                                              ID    NAM FM      &#xfd;4lNL r-p      is                                            RASTONCN                                                                    WCNIFABULATION      3T/l 1        1    1 4'. t)(016 F",                                                                                                                            ITMSIEI55Ci          o
      - . D  m-ATOD                                                    fl)0 LITV              TO    HEA                      5P,              SE T                                                                    B            YNOZE(ULT IcR)      SAL-E1-                                            VIEWEL                                        OUTLETLVCST Rl ~~ ~ ~                ~ ~ ~ ~ ~ ~                RMR                    LNOIIN-SCNARNA,4 IAWA up~E                                                                  1'MmAV/OTt        PIA
                                                                                                ,;                                                                                                                                            CUNSOI,.;,-
__CE_          _AAF                                            3A                                                -G-1,                              1  OT  MSO  P 6F                                              NU10T 0*02*                              NO'                                                                                                    J8  r  SHEL STA3EEAO
                          -~~~~~~~~~E El                        1),FLOOR O2CAS'TMSA"'Z~'
EHE.tARE                                                                            STU SECION FCANLHA BOTO    VIW              I  NS-I          N  -f~ltA  1)
F    os IIIt.      -    N TAT U    RIN -A ORIENATIO SEE PLA
                                                  ~VIEWSj O TR    E (C3        -i nlSECTION 16-EDISONCo.
pm, -,
F %I*
I F
 
A                I                                  I            c                  I                                I                                        I                                                                                  4 BQI)AOEth
                                                                                                                                                                                                              ,4-IS I FONALL4X"
:434      2554
[3:,
p 04 a  ~h    S TEEL30I MEC4542-250 CLASS45 NX -
SGR 40'EC-.W1  AND0
                                                                                                          -WWE LDDESIGNATION SPACEDON A 5Y47 DIAMETER SOL CIRCLEN m                                                  M
________          _)                                                                            I-WELD DETAILDRAWING                                                                                                                                                                ,
OIA,454,oA6U6msl co                  6136                                                                  NUMBE                                                                                                                                                                TO                  se
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                -111*1      a 01LI o                                                                        *i                                .e      ,m)&#xfd;      .c.ptiMP                                                          R.G.PUMP, 2~4 MUITIAL NENoaoz                                                      ~  3    ~SON-2A-1                                                                  4 WELDE                    44          ~~              IpD                                                3                                                              ADS DIAWE    t0    .1(R4.E
                                                                                                                                                                                                                                        .R L-24R-*T                                  I  W'-'(-                                  F,                                                      F      VIE        K-K",.",,oTO e6                          O2AS.
E
                                                '      Er T*&sect;"
PEFER                                                                                                                                                                                      ToWELDEDW            OAWA          056 TOPCIE BRRE                          VIWN-'.
13UPERSNEL At.AAc-44)JALETOUL
                                                                                                            --                                                                      TO  SECT OLOSCANiONRYMANWNAiFE                                                                  RIITW.'ES    NR1AA4        NOZLE 3AN1                                    LEV.LT                                                                                                                                  LlwWsw
                                                                  -I        SOL-2A-A I~~WLE    toAI                                                  SPA.
                                                                                          .u                                        "W                                                                                              5  T                    ORDI                      Xt    '*tl~    !      LAI* M..*k"!*I[0 SOC.OAR0\  /          3JI4441Th0'A                                                            MEASUREMEN-T9IN APARTPA 4                    SA9              1=ZLS i"                                                                        (REFER                                                                                                                                                                      TOll WE0_,
STTEGH O~RAW      TUhT        INGJIj    -  *
                  .5                                                  DELOR  tELN"OC                                                                                        I                                      41TTW4.                            .P                      I EECTiON PORTW#CAP SONG -24                                                                  D1E6                                                                                                                                                                                                          lES'-E LUG            SFlkTO      NSBtc9 (PA-R                                  _              SEC    IO                                                                          ACjb"                    NOZL          -E--T)O
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    -+
                          ,24R-2l'*t                                                                                                  3OTO                                            TOPIO SECTI!ION                                                                      D          EE    -TRINE 04                                                                                                                                                      r'i.040-7AN                                                          50e5044.d                                                                      19'-/I O    SI3 a ".N A05OC                                        S GAR                    S              SECTIONO-Or                                              SECTLI 0NE-E-                                  UL r'  MA W Y                        CAD SPA0S        PART                        SPA, 00. SWAT                                        3          a-                          _L:0R.
TRANSITION CTONE                                    LOWER SHELL BARREL                          *c,,    l                Iw--    5--',16*
SPP-RUPPER SHELL BARR9              iARRE                      -v1    )II      SAL&#xa5;OUTUETY ELEVATIO                                                                              5                                                  SET5LGGOWiBTTM                                                          IEOW        C-  aETOR-%
BOTTOM IoLoOD                                                                                                                                                                                                                SECONDARY                                                                            C      OLIDATED ROEEEA6ONOA RE RENATOOMRTR ORENATO SE-LN2IW-4SCINS______
REMOVALo O      T    IONA    FOR W/
Kil 17-3
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  &#xfd;ISCNCo. -/
STA      EEAOO          *LW                                      S              L    I6'                        N        I    SNELLE ORSS_'_rEMS-                                                                            ALLYIPACES*            *'AC u.. LT,-j I
M    G          OH                                                                                                                      BARREL-STUBTION                                          CHANNEL HEAO
                      *o'      ~~t...
OTATU        RINAINFO            REBTTOM                                            SECTION                      PER
                                                                                                                                                ......-      1                    AND TUBE PLATE                                                              *          .        .
                                                                                                                                                                                                                                                                    ._RIENTATION  SLEVpLNFS*L                  T.AP 1141 I              -                  I                                                                      I              G                                    N                                          I                      I A        -'        I
 
A                  I          a                                                                          0                  1                IS                                            I              G U
I
                                                                                                                                                                                                                                                  ~
M                  I                  I A                  I          U                                                                          0                                  9                                                                                                                                            (~00110~          I 72'i          000 140 BCOUDIS11.1 AND MISSLRSIE 516.1 rt='        C00      owewIo                  MWOTIFMt  I.C                                                                                                                                                                                    1414
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          ~NN0N~
LTIP'AL FOR SWCTIOtA &#xfd;A.X,    -b~
JO  CI 200.1 LI 0~ PU 6 "V
                                                          /      A~ s    T ROF 04                SSl                                                                                      U        SUSLATC  SUPPORT'0                            e L~Z~LLJ 99.00,00. 0 5PoA.30APAR7                                                                  kfiTt%    1.
00.7710SAJO INSULATION                                                            TU`0MAL  400A %FFR*11A9  4444    II000 SUPPORT Kfi1 1.740 -M.Ifi007',      1-ed            IT                                                            Cv01.4"T 70 00    " . 454440 wo.      3CDZ7 UPESHA                                                                                                                                                                        BE          I0AA I10 E NM            OaE5431ITS~
wrr- PAD                                                      '/,    ~~D R3ZE (1Rueo0I 049710 .010 05'            1W.0 "I      eo NDN0  LIMES.'                        1                            7j~"sA                                                      ooAPr-rrA (TRUNNIONS  REMOVEO FA                47',.        4104414409 N 40^V A0140MU0Pt
                                                                                                                                                                                                                                                                                                            #,TW
                                                                                *E3'        (F-PA                                SPA, A    fQT 180                                                      SECT "100M4
: m.                                      mm09800 SECTION 8 B        (o5SHELL                                                                        eNPATIU%                    10.0.4 SHELL BARREL 0'                                                                        BARREL~                                                1wI.PSWL d0'      ISLATI4O    09                                                          04m. rT ME4        .8 09C7CIMERSCON 750      E0ENLARGED____
*.Ib 1;                                                                                                                                                            INS ANGL E
A AO(M.
A 91PMT Ft 1
Id                                                                                                                                                                              Nd              SCA SLAM            UINUON Afi                  I_
1440504 MkWOOM          1,ELQ.S MNOZZLE    TA ULATION" IlS                                      ROMOG'AC.CL    NRCUI.Tl09C                                              p (L-I IT PT07                                      ITEM SIZ              DE C CPTCOU
                                                            -CI)SUPPORT1    LC                                                                                                                  (0207828)                                                          4OA 14C*    410 SURGE      NOZ2LE 0C241P5D5REMOVABLE                      CN51J.ATIOIC            OA~AP&7                                  450090S SPRAY N.OZZLE SORNOTEIP        M" 40  19      1Z 0 2                                                                                              KE0AKT                                  c        M544      RKIlEp NOZZL SM 50OAPART                        PANELS5 ANN.05
[IOel          (D207629)                                                                                                            0'                  E-                  LVIEL WOIJD      LB-L SECT ION'D-D(L.,)                                                    SECT 10N*E-E,-zi                                          BOTTOM VIEW F F"-,                                    TEL404OZZL (DZ078929                                                                                  SHELL BARREL                                                              SE!BARREL                                                  LOWER HEAD                  G                  SAMPLE MOZ LE W          LAA WORK4                                        .'0 SYMBOL IDENTIFICATION I*          E      -WELDDESIGNATION lee    -              A.
11:01LUMS ON      PONCI                                                                                                                  I            C- WELDDETAILDRAWING NUMBER 76'B      DA.15 C    OTSEQUALLY SPAGLDOD  S A StO DIX.
[DZ07B17)8MO.T                                                                                                              CIRCL.*,
(DZ0TZB WOR  LINE IC)
CNS4CLATCOIJ
                                                              ..To
                                                                    .*IlEL AN,"mSAl.a
                                                                                    '11 eon
                                                                                                              *4                    CLADDINA Im&#xfd;1 t                                                                                                                                              A206918- I CQNSOU!LTEDE INDIAN  POINT 1D01 NO2 CO.
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    -i SNE,4ATER                                                                            WELL
                    .-                                      -RAIN          ATE- j RM1
                                                                                                                                                                                                                                                                                                            =-        5-70.(&#xfd;"107/
                                                          ,E      Ir D SION .EATEPS
                                                              -SEE            "TA"L""(E-.) BOTTOM          VIEW'G G"(c,)                                                                                                                                                                                                            I IF ' E L.
* 4- &  a,      '        1) 07015e S K I RT F LA NG E DETAIL
                        --  SATYPICAL                                                                                                              FCOR 78 ENLARGED BOTTOM VIEW r-  r          1  Md-HEATERS                            E5A5BIGA 10A91670OF                          IMMERSION HEATERS (Gool CLAL
                                                                                                                                                                                  ~1,0)0  4041,0409.
00.94 023 FM . 010r5S 14EATER LOCATIOWMUMBI595 COWO9SPOL TO NEATeRR51I*AL NUMUUBES.
PRESSURIZER NO.21                                            0..Oec                                                                                                                                          .  .E4*CC"X',L.0 NOTA TRUE ORIENTATION FOR TRUE CORIENTATIONSEE PLAN VIEWS7 SECTIONS                                                                                                      L I                                                      II                                                                                  1                I                                CI .            H                                      I                    I A                                                                                                        ISu
 
a                                G M&#xfd; 4'0 41  EQUAU.Y    SII-Eb ON                                      514o    '            E3, 0    Sp EDOm 0      0"3V          DIA.SOLTCIRCLE                                                  o          35'0 A EMT CIRCLE
                            -A-509 14                        a w~                        Is 290                        1 112,,        i SECTIONA-A                                                                      SECTION CC 5ECTION  B-D SECTIOND-D 1  CES. 04  tO lOACCESS~~
toot-ll -1 000-11-2 ARE g~k.Db bLE        O O0TIAO IMACCCSSBLI0u0          TO OCATION    OF                                      REINIFORCING  W050.
RE fQ-CISSPtDS.                                                              L t*SUL&TED  BD,(T SIDEONLY
                              ,  t*IULATE% Nt45ET        StDE SNOL                                        INSULATION  CLASSEl- PKR SPEC.
INS.0.ION CLAtS1-0 PER SPEC                                                  1321-0, -tf. tEol Stl-O.-t4.-I RAI  t.                                                          3. TAKECIRCUME*NPC  TIA.L MEASUBOMTIS 3    _Lt CI-I.4FRIEENTI*. UEASU-RM~4T                                        IN DIBECTIOM Of ARROWS0Dw.(FPOM INDIBLECTION  OF AAROtW    SMOWN.(FPOM                                        rVTo w')
0.T0 *3.0)
ELEVATION                                                              ELEVATION PESIDUALHEATEXCHANGEIP                                                  RESIDUAL NEAT EXCHANGER NO21                                                                    Na 22                                          7BFN~3SC~ P~AWlN6',
500400I0 M0      ~                                                                                                  054*4 I00041tIol.040.51 ... POL 00.P-lASt-i P.C .00.Ewfl I=
 
A borov05 LOOI401fl40.*A
                            ~            -I*
t0o0fl00Nis4I
                                                      ~44444T404040.W~OQ64.41Y 045                                                                                                                                                                                                    EdW j650                                                                                                                                                                4.6.40 J    lil**
004I                                    V 914 494PIN5 1' W-1 4..4O40 30                          r*
3.0004                  0001 4404.
44  ~            1    -*5IS PER4 YM                                                                                                    4444004TO            5*4 AIAN
                                                                                                                                                                                                                                                                                                        ~1 ED0.
                                                                                                                                                                                                                                                                                                        -N (0040440 06                                                                                                                                                                                          *01W
_.4 04'00                        01                                                                                                                                                              A'40.
r494T        ELLL1                                                                    0rO                      09                                                                                                                                                      0404.
0.444.  ~~                                      .o                                                                                              Rot
                                                                                                                                                                                                                                  ;'      i.06*0 401"is'l.l*P 14.
                                                                                ~'Pe4C~tPC4INS4
                                                                                  ~              0)340                  o CEEAS 04LATED44N3ULAT*440 FULLY.U                                                  Art.4,                            ~-9Y OP.
                                                                                                          ,0000, ELEA~TION            FULLY0  404S4A100  INSULATION A(Snq CLASS6-    ER5.4.556440.                                                                                                                                                                          LOOKI NG EAST            %321-01 REY4      k T",.0 E kS REVINNE&#xfd;                                                                                                                                            SECTIO N _5                                                              .0.-gsO84&#xb6;. 4'Im N44 E29TIJV I-)AT      JXIJANGERN2 21 5ECTION    B-D                                                      SEAL  WATER ET        XCHALNGER221    ~                                                                    -. 44E4 4
60-                .9.
6                                                                                ME                                      4040444. 00      P0 00OC 4.44V 049 ZLA&N 4040,430~4                                                                                                                          400404' 15664 ft 44040244              12    1    4
                                                                                                                                                                                                                              .611 k440 N    l4k        3-Tugks-      554.064                                  SYMBOL I(OFNTIFT0AT(ON
                                                                                  .1~
4 0                          4444 404oc-4-4 1 2~T(T 0040 0704A01010 WEL 50201944)                                                                (02017864)                        (20ma44                                          W0DMAL50      .I.
sjHLL I                                                                                                4016.04 0000
                                                                      -                              MD &#xfd;6" W-M
                                                                                                                      *"    "r--.--T -vO.          f                                                              (E0207844)
IN4.
EGRALTUPPOR F:31 &#xfd;-
t-4 0                                                    ~4-4 H                                          440-42 74441 0304-401 4i A206921-0 4 FULY1040*t4 INUATD  542.44440                                                                                                                                                  10207867)
ClLASS E-b PE SPEC..940-05                                                                              21"4)
Ll40&#xfd;          -
0.5050 PRTO IhLS 4441404. TO ViRIr4C*440 FOR *04.45 TO PRESSURE0 4e
                                                      \.4  40A44              '
                                                                                              'IF K                                                                                                                                        CONISOLIDATED    EDISON    CO.
094NT IND4A0      Ml I
                                                                                                                              -"1I r-r~      r    - 1 204877)
                                                                                                                            =L 41.04 Tt6.0 II                              04~
40          4 0'.      1.4DIN                      N' 524067t4, ELFVATION F12 'Zl- QuALLtNNuQuaN            N                                                                                          i3 I          I            '=  I      -
G    -      I  L.              -
I
 
G                      H
                                                            .~MOTORADIPL(thy KE    WPLAU NOTES SECTION 'A-A          .                                  SECTION"B B%'e-4)                                    INOIMULATION  ONPumPEAjwwsOEN.T' FLYWHEEL                                          PUMP SEAL HOUSING SWINHG                                    INSUALATION  CLAW1PB PERSPE.
NOTEL                                                                  932I-0I.249-I,EEAi AND ADDENDUM I&.
C  T'SIOL                                                                                                              ID FICArDN OFPUNmPOPA      HOUOINGBOLTINGFOR R.'M-    N. 21,22,23424 DUMLL be MADEEN' INSERT  Me TUEFOLLOWING  DES16MATION IN PLACE9  OFWME  (a) ASTOR15SC PRIECEDIENGTHE CAPSCROW    NUMAMRS, FILIA                  ONSIGNATIoN REACTOR  CDOULNG  PUMPWEI -    PSGEDI 2S jfPSO-2 L-K.,5 INSERT . 0, 7,TS.24O PUMP      WOODING                                                                              CANL TO    C-W- I (SSP'R LUG                INER  NI1N111 21IDZOTEEOI 22 10 TTEU718 23 IO2DeNoI (Pil5PA.                                                        At 5NOEA              TO IDENT'IFYPUMP.
  .qJ                c.4 1 1-                                                              ~49*        / .il.II          i                    RCP`-jDw-A
                                                                                            -  ~      *48                                        ,(24) SIN'.UI STUDS T*-U3              Ow6LAOLT PUMP      cksll~aSEE                                            EWrE B~eLMI(TYR?)
OF omCI4AEGE NOZZLE.
SYMBOL IDENTIFICATION 4fDlA HMO*ES ON,A, -4                                                          -WELDDESIGNAUTION IR'22DIA.                            BOLT CIRCLE,                                                  (          I - WELDDETAIL  DRAWING I  EL.5711Wv                                                                                                                                                                                                          NUMSER TOIDENTIFYPUMP                                                                      pFmSWs ZT'DEIA-21 IDEtIFY7 PUMP)
~0                                      ELEVATION        RCC-_IO                R                    WSCSARAI D211:106NE)
REACTOR COOLANT PUMPS REI:?PRITARy  COOLANTSOgEMLOOPDWGSOS.OSECTION                        "C-C'( o*
23(0)207890                                                  2IIN 209i4 ANCIII                            ___________
NO.21,22,23 AND 24              2    01A9OW9Z'1 23IA20A*942)            NOTEI PCPC-..-3                                                2T*(A2OqZ7)              7DENT"ICTIN Of MlAIN  FLANG.1E S0TUD AMNW    A559MBLILS 21 (DO0OTEESI                                                                          FORPe. PUMPS 1,91,22S,2  24 SHALLBEIUADEWYINSETIN'G 22 102078021                                                                          ThEFOLLOWING  OSSlU"W'nOWS  INPLACEOFTHECIASTERISKS 23 (D2078921                                                                          PRECEDING  THEASsemay NUM.IBERS.                                                                                rP21OC506 PtATlIA4 2' 1007599 JM                      DEG NATION                                                            214T1&#xfd;.MUP6,uAGPl O  .O        .EElSSO CFLOOQEL 40&#xfd;Or                                                                    REACTORIOOLANT    PUMP* N*21 ... __RCP.21 I  2I        CP.t 214        PICP_2
 
Et    er ing Enf                        Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX E INSERVICE INSPECTION DRAWINGS I
 
Ente                    nj3J'O~ifIP-RPT-06-00097 Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR          Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX E ISI PROGRAM BOUNDARY FLOW DIAGRAMS (P&IDS)
ISI Classification Codine Legends Flow Diagram Symbols                                                              ISI-2016 Auxiliary Coolant System                        AC, ACS, CCS, SFPCS, RHR        ISI-227781 Auxiliary Coolant System, RHR Pumps              AC, ACS, CCS, RHR, SIS          ISI-251783 Auxiliary Coolant System                        AC, ACS, CCS, RHR                ISI-2720 Steam Generator Blowdown & Blowdown              BD                              ISI-2729 Sample System Aux Steam Supply and Condensate Return                                            ISI-2025 System                                          CD Boiler Feedwater                                AFW, BFD                        ISI-2019 Chemical & Volume Control System                CH, CVC, CVCS                    ISI-2736 Chemical & Volume Control System                CH, CVC, CVCS                  ISI-208168 Chemical & Volume Control System                CH, CVC, CVCS                  ISI-208168 Condensate & Boiler Feed Pump Suction            CD, CT, MW                      ISI-2018 Condensate Air Removal and Waterbox              CD                              ISI-2027 Priming                                          CD        _ISI-2027 Containment Bldg Post Accident Containment      SS                              ISI-208479 Air Sample System Hydrogen Recombiner System                      HR                              ISI-2727 Instrument Air Control Building Conventional    IA                              ISI-2036 Plant                                            IAISI-2036 Instrument Air Containment Building & Aux        IA                              ISI-242688 Feed Building                                    IA      _ISI-242688 Isolation Valve Seal Water System                IVSW                            ISI-2746 Main Steam                                      MS                              ISI-2017 Main Steam Traps                                MS                              ISI-2041 Penetration and Liner Weld Joint Channel        WCP                              ISI-2726 Pressurization System Post Accident Containment Ventilation            PCV                            ISI-208879 System 2
 
Indian Point Unit 2 En                                              STNIOTT-IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                                              Rev. 0 Nuclear Northeast                    INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Radiation Monitors R-46. R-49 & R-53                                PRMS                                                        ISI-235117 Radiation Monitors R-39, R-40, R-47 & R-48                          PRMS                                                        ISI-235122 Reactor Vessel Level Instrumentation                                RC, RCS                                                      ISI-208798 Reactor Coolant System                                              RC, RCS                                                      ISI-2738 Safety Injection System                                              CSS, RCS, RHR, SI, SIS, HIS                                  ISI-235296 Safety Injection System                                              CSS, RCS, RHR, SI, SIS, HIS                                  ISI-2735 Sampling System                                                      SS                                                            ISI-2745 Sampling System(Flow Diagram)                                        SS                                                          ISI-227178 Station Air                                                          SA                                                            ISI-2035 Service Water        stem Nuclear Steam Supply Plant, Sheet 1Iof                        S                          SW, PRMS                                                      ISI-2722 Service Water System Nuclear Steam Supply Plant, Sheet 2 of 2                                                  SW, PRMS                                                    ISI-209762 Ventilation System Containment, Primary Aux.
Building, Fuel Storage Bldg                                          WCPS                                                          ISI-4022 Waste Disposal System, Sheet 1                                      WD                                                            ISI-2719
*Note: These drawings are for information only. The latest drawings should be obtained through Entergy's document control.
SYSTEM ACRONYM(S)                            SYSTEM AC,ACS                                  Auxiliary Coolant System AFW                                    Auxiliary FeedWater System BD                                      Blow Down System BFD                                    Boiler Feed Discharge System CCCCW                                  Component Cooling Water System CD                                      Condenser Pump Discharge System CT                                      Condensate Transfer System CH,CVC,CVCS                            Chemical and Volume Control System CSS                                    Containment Spray System HIS                                    High Pressure Safety Injection HR                                      Hydrogen Recombiner System IA                                      Instrument Air IVSW                                    Isolation Valve Seal Water System 3
 
EnteW                        Indian Point Unit 2 E'ti~          ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                  Rev. 0 Nuclear Northeast  INTERVAL  INSERVICE INSPECTION
                            ' PROGRAM PLAN MS          =      Main Steam System MW          =      Make Up Water, City PRMS        =      Process Radiation Monitoring System PW          =      Primary Water System RC,RCS      =      Reactor Coolant System RHR        =      Residual Heat Removal System SFPCS      =      Spent Fuel Pit Cooling System SISIS      =      Safety Injection System SS          =      Sampling System SW          =      Service Water System WCPS        =      Weld Channel Pressurization System WD          =      Waste Disposal System 4
 
Ent&&V                                Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR IP-RPT-06-00097 Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN CISI (IWE/IWL) PROGRAM DRAWING INDEX Containment ISI General Arrangement                        320785 Liner Rollout                                              320786 Basemat Liner Plan                                        320787 Basemat Liner Sections                                    320788 Liner Dome Arrangement                                    320789 Equipment Hatch/Personnel Lock General                    320790 Arrangement Personnel Lock General Arrangement                        320791 Concrete Rollout                                          320792 Concrete Dome Arrangement                                  320793 Index to Liner Zone Drawings                              320795 Liner Inspection Zone IWE-046-001                          320796 Liner Inspection Zone IWE-046-002                          320797 Liner Inspection Zone IWE-046-003                          320798 Liner Inspection Zone IWE-046-004                          320799 Liner Inspection Zone IWE-046-005                          320800 Liner Inspection Zone IWE-046-006                          320801 Liner Inspection Zone IWE-068-001                          320802 Liner Inspection Zone IWE-068-002                          320803 Liner Inspection Zone IWE-068-003                          320804 Liner Inspection Zone IWE-068-004                          320805 Liner Inspection Zone IWE-068-005                          320806 Liner Inspection Zone IWE-068-006                          320807 Liner Inspection Zone IWE-095-001                          320808 5
 
EnbqW                    ~    ~~Indian Point Unit 2IPRT0009        IP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Liner Inspection Zone IWE-095-002                              320809                11 Liner Inspection Zone IWE-095-003                              320810 Liner Inspection Zone IWE-095-004                            320811 Liner Inspection Zone IWE- 134-001                            320812 Liner Inspection Zone IWE- 134-002                            320813 Liner Inspection Zone IWE-134-003                            320814 Liner Inspection Zone IWE- 134-004                            320815 Dome Liner Inspection Zone IWE-DOME-00 1                      320816 Dome Liner Inspection Zone IWE-DOME-002                      320817 Dome Liner Inspection Zone IWE-DOME-003                      320818 Dome Liner Inspection Zone IWE-DOME-004                      320819 Dome Liner Inspection Zone IWE-DOME-005                      320820 Dome Liner Inspection Zone IWE-DOME-006                      320821 Dome Liner Inspection Zone IWE-DOME-007                      320822 CONTAINMEINT LINER (IWIE) DRAWING                        DRAWING 'NUMBER        >
INDEX Index to Liner Inspection Details                            320884 Liner Inspection Detail IWE-DET-001,                          320885 Containment Liner Inspection Detail Liner Inspection Detail IWE-DET-002,                          320886 Mechanical Penetration - Hot Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-003,                          320887 Mechanical Penetration - Hot Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-004,                          320888 Mechanical Penetration - Hot Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-005,                          320889 Mechanical Penetration - Cold Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-006,                          320890 Mechanical Penetration - Cold Piping 6
 
EntergWJ~'nT                          Indian Point Unit 2 r~v1P-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR        Rev. 0 Nuclear Northeast            INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Liner Inspection Detail IWE-DET-007,                        320891 Mechanical Penetration - Cold Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-008,                        320892 Mechanical Penetration - Cold Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-009,                        320893 Mechanical Penetration - Cold Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-0 10,                      320894 Mechanical Penetration - Cold Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-0 11,                      320895 Mechanical Penetration - Cold Piping Liner Inspection Detail IWE-DET-012,                        320896 Mechanical Penetration - Spare Liner Inspection Detail IWE-DET-013, Fuel                  320897 Transfer Tube, Sheet 1 Liner Inspection Detail IWE-DET-0 13, Fuel                  320898 Transfer Tube, Sheet 2 Liner Inspection Detail 1WE-DET-0 13, Fuel                320899 Transfer Tube, Sheet 3 Liner Inspection Detail IWE-DET-0 14,                      320900 Electrical Penetration - Conax, Sheet I Liner Inspection Detail IWE-DET-0 14,                      320901 Electrical Penetration - Conax, Sheet 2 Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 15,                    320902 Electrical Penetration - Conax, Sheet I Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 15,                    320903 Electrical Penetration - Conax, Sheet 2 Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 16, Electrical          320904 Penetration - Crouise/Hinds sht I Liner Inspection Detail IWE-DET-0 16, Electrical          320905 Penetration - Crouse/Hinds sht 2 Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 17,                    320906 Electrical Penetration -  Crouse/Hinds sht I Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 17,                    320907 Electrical Penetration -  Crouse/Hinds sht 2 Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 18,                    320908 Electrical Penetration -  Crouse/Hinds sht 1 Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 18,                    320909 Electrical Penetration -  Crouse/Hinds sht 2 Liner Inspection Detail  IWE-DET-0 19,                    320910 Electrical Penetration -  Spare                  II 7
 
Indian Point Unit 2 EnteWIP-RPT-06-00097 2      ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR        Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN (not used)                                                320911 Liner Inspection Detail IWE-DET-020, Hatch,              320912 Sheet 1 Liner Inspection Detail IWE-DET-020, Hatch,              320913 Sheet 2 Liner Inspection Detail IWE-DET-020, Hatch,              320914 Sheet 3 Liner Inspection Detail IWE-DET-021, Air                  320915 Lock Cylinder Liner Inspection Detail IWE-DET-022, Air                  320916 Lock Support Liner Inspection Detail IWE-DET-023,  Air                320917 Lock Bulkhead & Door, Sheet I Liner Inspection Detail IWE-DET-023,  Air                320918 Lock Bulkhead & Door, Sheet 2 Liner Inspection Detail IWE-DET-023,  Air                320919 Lock Bulkhead & Door, Sheet 3 Liner Inspection Detail IWE-DET-024,  Air                320920 Lock Electrical Penetration Liner Inspection Detail IWE-DET-025,  Air                320921 Lock Electrical Penetration Liner Inspection Detail IWE-DET-026,  Air                320922 Lock Equalizing Valve Detail Liner Inspection Detail IWE-DET-027,  Air                320923 Lock Hand Wheel Shaft Penetration Liner Inspection Detail IWE-DET-028,  Air                320924 Lock Pres'n. Piping Penetration Replacement of Removed Liner Insulation due              322097 to Rust Investigation 8
 
Indian Point Unit 2 EnteWIP-RPT-06-00097 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR        Rev. 0 Nuclear Northeast          INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN Concrete Inspection Zone IWL-034-001                      320835 Concrete Inspection Zone IWL-034-002                      320836 Concrete Inspection Zone IWL-034-003                      320837 Concrete Inspection Zone IWL-043-0O01                      320838 Concrete Inspection Zone IWL-043-002                      320839 Concrete Inspection Zone IWL-043-003                      320840 Concrete Inspection Zone IWL-043-004                      320841 Concrete Inspection Zone IWL-068-001                      320842 Concrete Inspection Zone IWL-068-002                      320843 Concrete Inspection Zone IWL-068-003                      320844 Concrete Inspection Zone IWL-068-004                      320845 Concrete Inspection Zone IWL-088-001                      320846 Concrete Inspection Zone IWL-088-002                      320847 Concrete Inspection Zone IWL-888-003                      320848 Concrete Inspection Zone IWL-088-004                      320849 Concrete Inspection Zone IWL-088-005                      320850 Concrete Inspection Zone IWL-088-006                      320851 Concrete Inspection Zone IWL- 108-001                      320852 Concrete Inspection Zone IWL- 108-002                      320853 Concrete Inspection Zone IWL- 108-003                    320854 Concrete Inspection Zone IWL- 108-004                    320855 Concrete Inspection Zone IWL- 108-005                    320856 Concrete Inspection Zone IWL- 108-006                    320857 Concrete Inspection Zone IWL- 128-001                    320858 Concrete Inspection Zone IWL- 128-002                    320859 9
 
En terg ntE~f~I        -IP-RPT-06-00097 Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR            Rev. 0 Nuclear Northeast                INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN CONCRETE            )DRkWING INDEX .                      DRAWING NUMBER Concrete Inspection Zone IWL- 128-003                            320860 Concrete Inspection Zone IWL-128-004                            320861 Concrete Inspection Zone IWL- 128-005                            320862 Concrete Inspection Zone IWL-128-006                            320863 Concrete Inspection Zone LWL-148-001                            320864 Concrete Inspection Zone IWL- 148-002                            320865 Concrete Inspection Zone IWL- 148-003                            320866 Concrete Inspection Zone IWL- 148-004                            320867 Concrete Inspection Zone IWL-148-005                            320868 Concrete Inspection Zone IWL-148-006                            320869 Concrete Inspection Zone IWL-168-001                            320870 Concrete Inspection Zone IWL- 168-002                            320871 Concrete Inspection Zone IWL- 168-003                            320872 Concrete Inspection Zone IWL- 168-004                            320873 Concrete Inspection Zone IWL- 168-005                            320874 Concrete Inspection Zone IWL- 168-006                            320875 Concrete Inspection Zone IWL-DOME-00 1                          320876 Concrete Inspection Zone IWL-DOME-002                            320877 Concrete Inspection Zone IWL-DOME-003                            320878 Concrete Inspection Zone 1WL-DOME-004                          320879 Concrete Inspection Zone IWL-DOME-005                          320880 Concrete Inspection Zone IWL-DOME-006                          320881 10
 
EhhqW-'*    * -  ntei-gyIP-RPT-06-00097 Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR Rev. 0 Nuclear Northeast  INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN APPENDIX F References and Correspondence 1
 
D i. ei.y    ,
ntergyIP-RPT-06-00097 Indian Point Unit 2 ASME SECTION XI FOURTH TEN-YEAR                    Rev. 0 Nuclear Northeast        INTERVAL INSERVICE INSPECTION PROGRAM PLAN F1  REFERENCES
: 1. NRC Code of Federal Regulations 10 CFR 50.55a, "Codes and Standards," Dated, August 2, 2006.
: 2. Regulatory Guide 1.147, Inservice Inspection Code Case Acceptability, ASME Section XI, Division 1, Latest Revision.
: 3. EPRI Final Report, Dated July 2005, "Materials Reliability Program: Primary System Piping Butt Weld Inspection and Evaluation Guideline," (MRP-139) #1010087.
: 4. Westinghouse Report, Dated Aug 10, 1990, Use of Inconel Material on IP2's Pressurizer and Reactor Vessel Nozzles. (Doc ID IP3-ANAL-RV-03741, Rev. 0, Ref. No. DCME-03-0005)
: 5. Westinghouse Report, Dated October 3, 1994, Plant Engineer Road Map - Alloy 600 Primary Loop Locations in Domestic WOG Plants (MUHP-5056) (Doc ID IP3-RPT-RV-03742, Rev. 0, Ref. No. DCME-03-0006)
: 6. EPRI Report, Dated January 22, 2007, "PWR Fleet Survey - MRP-139 Implementation Plans for Pressurizers - Revision 2."
2
 
200 Ashford Center North 1-800-417-3721 HSBI*Globa1 Standards                                                    Atlanta, GA 30338-4860  1-770-392-6252 fax www.hsbglobalstandards.com February 26, 2007 Mr. Eddie Rodriguez IP2 ISI Coordinator Entergy Nuclear Northeast 440 Hamilton Avenue White Plains, NY 10601
 
==Subject:==
Indian Point #2 4th 10 Year Interval Inservice Inspection (ISI) / Containment Inservice Inspection (CISI) Program Plan Revision 0 (IP-RPT-06-00097 Rev. 0)
 
==Dear Mr. Rodriguez,==
 
In accordance with the requirements of the 2001 Edition 2003 Addenda of Section XI, IWA-21 10 (a), I have completed my review of Revision 0 to the subject 4th Interval ISI Program.
My review consisted of my verification that the following items have been addressed:
: 1)  Examination Categories and Items.
: 2)  Test and Examination requirements.
: 3)  Examination methods
: 4)    Percentages of items selected for examination
: 5)  Exemptions to Code requirements (Relief Requests)
: 6)  Code Cases
: 7)  Section XI Class boundaries
: 8)  Sequence of successive examinations Based on my review of the program, I have determined the program to be in compliance with the requirements of the 2001 Edition thru the 2003 Addenda of Section XI, as referenced in 10CFR50.55.
In addition to this review of the 10 Year Program, I have confirmed that ENTERGY NUCLEAR, IPEC Buchanan, NY has the ASME Code books, and Code Cases, as referenced in the IP2 4th Interval ISI/CISI Program.
In accordance with IWA-2 110 (b), it is required that I review any further revisions to the program. Please keep me informed of any planned revisions to the program, so that I can complete my reviews within a suitable time frame.
The HartfordSteam BoilerInspection and Insurance Company of Connecticut
 
If you have any questions, please do not hesitate to contact me.
ours, 4Res ectful llan VSchiiafffiino Auth. Nuc. Ins. Insp.
HSB-CT Cc: Insp. File}}

Latest revision as of 03:00, 15 January 2025

4th Ten-Year Interval Inservice Inspection and Containment Inservice Inspection Program Plan
ML070640101
Person / Time
Site: Indian Point Entergy icon.png
Issue date: 02/28/2007
From: Conroy P
Entergy Nuclear Northeast
To:
Document Control Desk, Office of Nuclear Reactor Regulation
References
NL-07-029
Download: ML070640101 (553)
v • d • e


Text

Retrieved from "https://kanterella.com/w/index.php?title=NL-07-029,_4th_Ten-Year_Interval_Inservice_Inspection_and_Containment_Inservice_Inspection_Program_Plan&oldid=5350610"