ML20206J020
| ML20206J020 | |
| Person / Time | |
|---|---|
| Site: | Surry  |
| Issue date: | 12/11/1986 |
| From: | Stewart W VIRGINIA POWER (VIRGINIA ELECTRIC & POWER CO.) |
| To: | Grace J NRC OFFICE OF INSPECTION & ENFORCEMENT (IE REGION II) |
| Shared Package | |
| ML20206H992 | List: |
| References | |
| FOIA-87-20 IEIN-86-106, NUDOCS 8704150497 | |
| Download: ML20206J020 (195) | |
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{{#Wiki_filter:* VInGINIA ELEcTnIc Axn Powen CourAxy Ricnwoxn, Vino rxrA 20261 w.L.sr=w m December 11, 1986 Vicz Passisesrr No:cteam Oramarsone Dr. J. Nelson Grace Regional Ad:ninistrator Begion II U. S. Nuclear Regulatory Cm mission Suite 2900 101 Marietta St., N.W. Atlanta, GA 30323
Dear Dr. Grace:
I' have written this letter to infom you cf decisions made by the management l of Virginia Electric and Power Carpany and to convey our attitude regarding I the recent incident at Surry Power Station Unit 2 on December 9, 1986. As you know, I have made the decision to shutdown Surry thit 1. 'Ihis decision was based on my judgement after considerable discussion with my staff and to better address the potential for a sL-ila- incident in Unit 1. I want to assure you that an aggressice a.d thorough review of the incident in Surry Unit 2 will be conducted. Also, be assured that a similar aggressive and thorough review of the material co..dition of the Surry Unit 1 feedwater piping will be conducted. In my view, such an aggressive and thorough review requires a very structured and controlled multi-discipline tec'.nical investigation. 'Ihis approach I am convinced, will ultimately lead to a root cause determination. We are reviewing the incident in Surry thit 2 a.d material condition in Suzrf Unit 1 in this manner. We will support your onsite investigation team in every ny possible. We fully intend to comunicate our info:riatio . in a timely manner and in an open and candid fashion. ! If I or one of my staff can be of assista ce, please do not hesitate to call upon us. Very truly yours, ' W. L. Stewart 1 Fo2. A 2 0 8704150497 870415 PDR FOIA ZWELLINGS7-20 PDR _, ef(/ 7 ; L
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! :w.v:ww+.w AwAwvX.wAw.:.awkw.:-
vuxwAwAwMwv;wahwAwMwvhwAwa0. :w.v: wAwh { l e l l l i i I i, i _ _ ~ . . - . ~ , . - . _ ~ - .
SEQUENCE OF EVENTS I
- Description of Feedwater and Condens' ate Systems i
- Normal System > Transient Plant incident Chronology
. \
- Related Concerns 4
\
i , i
-v-- - - ,,, , . , ,- - , - , , - - ----,-,--w, - - - - - - -. - - , - - - - , - - - - - , - - - , - - - --,w-,--r ,- ,_,- r-----, - , , - _- - - , , , -- -,, , , _ ,,,,,,-,.,_,,,,-,n,n,,,, _ , - - , - , - -. ,- r--m-,w -~,,w,,, - - - -
I l ._ Pipewes TMnnene I k b2" /c neede, 0 FW Heatore j ,- r e SeOHooder fM [r #^^-" , A Feed ,wup - 4 Steese Talp Walve ausglen use StG , i A FW Hesters i l m .
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mg
- 1 r 3 <
Te Mete _ l l W Orein Ted
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l
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- i -
B
- I s e use.e, .
v - ] _ Te Male 3 Mein
. Steese Header j seesseYst, vehe
.se ! #**8
s s ! 1 ! v j CONDENSATE /FEEDWATER SYSTEM i i _ __ _ _ _ __ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ .
t
'3 e
PLANT INCIDENT CHRONOLOGY Date: December 9,1986 Time: 1420
-3
- sec 'C' MSTV Closed 2.887 sec FW Flow /Stm Flow S/G 'B' 2.739 sec FW Flow /Stm Flow S/G 'A' 1.939 see S//G 'C' Level Error 1.606 see S/.G 'B' Level Error 0.139 see S/G 'A' Level Error .
- APPROXIMATE TIME e
l
PLAXT INCIDENT CHRONOLOGY l Date: December 9,1986
~
Time: 1420 l
.- .077 sec S/G 'C' Lo-Lo Level l 0 sec S/G Lo.-Lo Level RX Trip
+ .073 sec. Turbirib Trip by RX Trip
+ .356 see NIS Dropped Rod
+ .513 sec RX Trip by Turbine Trip
+1.813 sec IRPI Rod Bottom 6
l I l
l l PLANT INCIDENT CHRONOLOGY . Date: December 9,1986 Time: 1420
+ 3.213 see PRZ Lo Pressure
+ 3.413 sec Manual RX. Trip
+ 5.313 sec Manual Turbine Trip J
+31.713 see Generator Output Open
, +38
- sec Feedwater Pipe Rupture
+57.913 sec .
'A' MFP Trip
+81.013 sec
'B' MFP Trip ,
- APPROXIM ATE TIME 1
l i t
i PLANT INCIDENT CHRONOLOGY Date: December 9,1986 Time: 1450
+90 sec
- Report ~of Major Steam /
~
Water Leak Received in CR
- Secondary Side Shut Down
+ 5 min
- Fire Suppression System Activiation
+10 min
- Unusual Event Declared
+20 min
- Alert Declared '
l J l a e
, . . , , . , . .._..._y..-, __ -,_ - , -_,- .,_,.,, ..- _ -..ry,w.,,e --
1 PLANT INCIDENT CHROFOLOGY Date: December 9,1986
. Time: 1420 i
i l
+ 2 hr
- Alert Terminated i i
- SNSOC Meeting ,
- Prepared to Cool Down Unit i
+ 17 hr
- Unit in Cold Shutdown i
PLANT INCIDENT CHRONOLOGY 12/9 Virgirija Power Investigation Teams Designated 12/9 NRC Assessment Team Arrived. 12/10 Determined Rupture Was ' Due to Pipe Wall Thinning 12/10 Decision to Shutdown Surry I Unit 1 and Inspect for Pipe Wall Degradation 12/11 Unit 1 Reached Cold Shutdown i l
i . PLANT INCIDEXT CHRONOLOGY 12/13 Discovered Pipe Wall Thinning on Surry Unit 1 . 12/26 North Anna 1 Reduced Power for Piping Inspection - ' No Abnormal Degradation of Piping Found North Anna'2 Piping to be , Inspected Next Refueling t .I l
1 i i l RELATED CONCERNS , i i
- Main Steam Trip Valve Closure e Control Rod M-10
- Feed Pump Discharge Check Valves j
- Cardox and Halon System Actuation !
- Security Card Readers !
i
- Communications -
l
. _ _ _ . _ _ , . _ . _ _ . _ _ ~
r i incident Response Organization Chart
, i I
gr * *'
*El*
- s. .w...
, .y. ,
., . . / : * :9 . . q4- . Q' t;&U;ti. q..nt fh,.
4 [:.f: . P o h % jii"' . .$e' rr. * : .$4 p]j[rJ::y"*hjj:iRp[lii i
.. 7 Nuclear! :f [
m(( actumeyjy
" unnagounent e '
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- : ! * : vuAwMw.+.wv>AvXvMvuAww4Av>^whv Awehvub.* . : : : -
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SYSTEM CONDITIONS - JUST PRIOR TO FAILURE
- Temperature 380 F !
Pressure 387 psi
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l FAILURE LOCATION WALL THINNING
- Wall Thinning Greatest on Elbow Down Stream of Weld to Tee
- Thinning Less Severe on Tee and Pipe
- Wall Thickness in General Area !
of Failure is 0.090" to 0.140" !
- Localized Cavity in Elbow is 0.048"
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l I PIPE RUPTURE Initial Failure was by Over Stress in Elbow e Failure Resulted from Thin Wall Condition Failure Mechanism for Wall Thinning is Erosion / Corrosion Failure Mechanism for Pipe Rupture is Unstable Crack-Tearing Mode i I f
! MATERIAL .
- Tee -
ASTM A 106 Grad ~e B
*- Elbow -
ASTM A 234 Grade WPB
- Pipe -
ASTM A 106 Grade B All Materials Seamless l 4 l l
FAILURE ANALYSIS l l
- Phase 1 -
Metallurgica! Evaluation
- Phase ll -
Stress Analysis and ~ i Finite Element Analysis Phase 111 - Ductile Tearing Tests ; and Fracture Mechanics Analysis
- Phase IV - Final Report ~
e i I
4 SINGLE PHASE (Water) EROSIOX-CORROSION e Occurs in High Velocity Flows - e Occurs in High Furity Water e Occurs in Low A loy Carbon S" eel e Me"al Surface Corrosion Followed by Rapid Removal by Erosion I e "em cerature of Sensitivity is > 2C0 :
- e 1.ow Oxygen Content of Water '
Ma <es ?roalem Worse ! I \ _ - - . . - .--_ . . . - _ ____.---. -
i PIPE EVALUATION e inspection Scope and Metnod : e Acceptance Criteria { e Inspection Resulti . i . i / 1 G N l . _ . _ . _ _ _ _ . _ _ _ . _ - _ _ . _ _ _ . _ _ _ . . . . _ . _ _ _ _ , . _ . _ _ . . _ . _ .
I SYSTEM SELECTION CRITERIA o System Piping is Carbon Steel *
- System Temperature is > 212 F *
- System Deoxygenated Existing Two Phase Inspection Prgm ;
j
- Confirmed on:
o Charging Systern (Stainless Steel) o Auxiliary Feed-System -
~
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SYSTEMS SELECTED BULK SINGLE PHASE SYSTEMS MATERIAL TEMP (F) Condensate CS 210-380 Feedwater CS 380-450 Aux. Feedwater CS 100-450 Charging SS 100-300 TWO PHASE SYSTEMS
,_ _ ~m m - = =
INSPECTION LOCATION CRITERIA e Temperature e Velocity e Geometry b i l
~
FLOW DISTURBANCE CONFIGURATIONS
- Splitting Tee
- 180 De' gree Bend e Combining Tee
- Orifice !
- 90 Degree Bend
- Elbow
- Reducer
- Valve a ,---e,.---.---,_-----~.
TYPICAL AREAS OF EROSION / CORROSION u l l
- u TEE <
! ELBOW 3 3 V \ ,
- u o "
H V '
- (
i i i REDUCER ~ 1 i; J i i
ACCEPTANCE CRITERIA l
- UT measured wall thickness vs
- Code allowable minimum wall'
- Wear allowance a
4 _ _ . _ _ _ _ _ - - - -- -e-- ,--- n - w,---- - - - , _ - - - - --- - - - - - - - -- w - - w- ww- r -
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ACCEPTANCE CRITERIA e Wear Rate ' Maximum original thickness less measured thickness divided by actual operating time. t 4
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