Enc

losu

re 4

 

Nin

e M

ile P

oint

Uni

t 1

Reg

ulat

ory

Con

fere

nce

     

Los

s of

Shu

tdow

n C

oolin

g              

Nov

embe

r 1, 2

013

ML1

3340

A09

1

NMP Participants 

Enc

losu

re 4

Maria Korsnick 

CNO, COO and

 Acting CEO 

Chris Costanzo 

Site Vice Presiden

t Jim

 Stanley 

Plant G

eneral M

anager 

John

 Bou

ck 

Manager, O

peratio

ns 

Elliott Flick 

Gen

eral M

anager, Fleet Engineerin

g Bruce Mon

tgom

ery 

Manager, Fleet Nuclear Safety & Security

 Terry Syrell 

Manager, N

uclear Safety & Security

 Jim

 Vaughn 

Shift M

anager 

Larry Naron

 Gen

eral Sup

ervisor –

 Engineerin

g Gareth Parry 

Indu

stry PRA

 Con

sulta

nt 

E. P. (C

hip) Perkins 

Director, Licen

sing 

Agen

da 

Enc

losu

re 4

  –   Ope

ning

 Rem

arks  

 

Chris Costanzo

– Introd

uctio

n  

Jim Stanley 

– Summary of Event

and Timeline 

John

 Bou

ck 

–  Ad

ditio

nal Risk

 Mitigatin

gBa

rriers 

JimVaughn

– PR

A An

alysis of Event 

Elliott Flick

–  Lesson

s Learned

 and

Conclusio

ns 

JimStanley  

– Que

stions 

  

Team

 – Closing Re

marks  

 Ch

ris Costanzo

   

E

nclo

sure

4

    

Nin

e M

ile P

oint

Uni

t 1 L

oss

of

Shu

tdow

n C

oolin

g

Reg

ulat

ory

Con

fere

nce

Intro

duct

ion

               

Jim

Sta

nley

Pl

ant G

ener

al M

anag

er

Introd

uctio

n  

Enc

losu

re 4

We are extractin

g all of the

 learnings from th

e event  

– An

y un

planne

d loss of SDC

 is significant and

 doe

s not m

eet 

our e

xpectatio

ns 

– Actio

ns ta

ken to re

spon

d rapidly and thorou

ghly 

• Fixed proced

ures to

 prevent re

curren

ce 

• Re

structured

 NMP2

 outage sche

dule (LOOP/LO

CA testing) 

– Managing actio

ns with

in our Corrective Actio

n Program 

We have new

 data and inform

ation to sh

ow why th

e indu

stry m

etho

dology fo

r assessin

g hu

man

 pe

rformance app

lied by NMP shou

ld be used

 to 

evaluate th

e sig

nificance of the

 event 

Introd

uctio

n  

Enc

losu

re 4

Technical differen

ce between CE

NG and

 NRC

 Staff analysis  

of sa

fety significance  

– Diffe

rence is in how

 CEN

G and

 NRC

 Staff are hand

ling HU

 elem

ents 

• CENG PRA

 yields C

CDF 5.6E

‐8 

• NRC

 Staff PRA

 invokes R

ASP HU limit an

d yields CCD

F 1.1E

‐6 

• NMP be

lieves the RA

SP doe

s not fu

lly ta

ke into accou

nt other hum

an 

elem

ents of this e

vent 

– Ab

sent app

lying the RA

SP guidance HE

P flo

or of 1

E‐6, th

ere is 

good

 agreemen

t on CC

DF between CE

NG and

 NRC

 Staff 

Summary: NMP be

lieves, based

 on othe

r risk

 mitigatin

g factors, th

is event is o

f a very low sa

fety significance ‐ 

Green

 

   

E

nclo

sure

4

       

Nin

e M

ile P

oint

Uni

t 1

Loss

of S

hutd

own

Coo

ling

Reg

ulat

ory

Con

fere

nce

       

Sum

mar

y of

Eve

nt a

nd T

imel

ine

               

John

Bou

ck

Man

ager

, Ope

ratio

ns

Summary of Event

andTimeline  

Enc

losu

re 4

Ap

ril 16, 201

3, U1 was sh

ut dow

n for refue

ling  

Rx

 in cold shutdo

wn (M

ode 4), RV he

ad installed bu

t de

tensione

d – dryw

ell dom

e he

ad is off 

– RP

V he

ad is vented – 6‐inch vent p

ipe 

– RP

V level is a

t the

 RV flange / T

ime to boil: Ap

proxim

ately 2 hrs  

– #12 SD

C pu

mp was in se

rvice  

– #11 and #13 SD

C pu

mps were available bu

t breakers w

ere racked

 ou

t for LO

OP/LO

CA te

sting 

– Pre‐job briefin

g to prepare for racking

 in breakers 

– Ope

rators were standing

 by locally to

 rack in breakers if n

ecessary 

as a plann

ed co

ntingency; th

ey were briefed with

 PPE

 staged

 –

Workers were in th

e reactor cavity

 at this tim

e 

Nor

mal

RFO

con

ditio

ns

Summary of Event

andTimeline  

Enc

losu

re 4

Loss of P

ower to

 Battery Board (B

B) #12

 14

44 (T

 = ‐6

2m) to 15

45 (T

 = ‐1

) – Co

ntrol board ann

unciation and iden

tification by 

Ope

rators 

– No eq

uipm

ent failures o

r faults 

–  SD

C pu

mp #12 continue

d to ru

n (verified

 by Ope

rators) 

– Metho

dical and

 deliberate actio

ns to

 restore po

wer to

 BB 

#12   Th

ere

wer

e no

equ

ipm

ent f

ailu

res;

SD

C in

ser

vice

Summary of Event

andTimeline  

Enc

losu

re 4

Loss of Shu

tdow

n Co

oling  

– 15

46 (T

 = 0): 

Closure of Static

 Battery Charger (SBC

)‐171

A attempted

 per N1‐OP‐47A, 125

VDC Po

wer Systems  

• Mom

entarily en

ergized BB

#12 – bu

t immed

iately trippe

d  • SD

C Pu

mp #12 trippe

d  –

Orig

inal loss of D

C po

wer caused the high

 suction tempe

rature re

lay to lose pow

er 

– Trip

 coil m

omen

tarily en

ergized whe

n BB

 #12

 ene

rgize

d tripping

 SDC

 pum

p #12  

– 15

50 (T

 = +4m

): Co

ntrol Roo

m Staff no

ted a change in critical 

parameters: 

– RB

CLC tempe

rature dropp

ed 6‐7 degrees 

– 0 am

ps on SD

C pu

mp #12  

• Iden

tified trip of SDC

 pum

p #12 and en

tered N1‐SO

P‐6.1, Lo

ss of SDC

 • Only took

 4 m

inutes to

 diagnose the prob

lem 

Thro

ugh

cont

inuo

us re

view

of c

ritic

al p

lant

par

amet

ers,

O

pera

tors

reco

gniz

ed th

e lo

ss o

f SD

C in

4 m

inut

es

Summary of Event

andTimeline  

   

E

nclo

sure

4

   

Re

covery 

– 15

50 – 160

3: First steps 

• Shutdo

wn safety risk re

view

ed 

• Directed

 racking in breakers for #11

 and

 #13

 SDC

 pum

ps 

• Electrical prin

ts were review

ed and

 quickly iden

tified the reason

 the SD

C pu

mp 

trippe

d  –

1603

 (T = +17

): SD

C pu

mp #11 started 

(SDC

 pum

p restarted in 17 min)  

• Co

mmen

ced efforts to restore SD

C pe

r procedu

re 

– 16

15 (T

 = +29

m): 

SDC pu

mp #13 started  

– 16

20 (T

 = +34

 m):  Coo

lant flow

 through core re

stored

 in accordance with

 proced

ures ‐ total rise

 in RPV

 water te

mpe

rature:  30

 degrees F 

– 16

48 (T

 = +62

m): 

BB #12

 pow

er from

 SBC

 171

A with

 SDC

 pum

p #12 no

w 

available 

– 16

56 (T

 = +70

m): SO

P‐47

A.1 and SO

P‐6.1 exite

d (70 min after loss of SDC

) –

1711

: Breaker for BB #12 is closed

  

SD

C p

ump

rest

arte

d in

17

min

utes

Summary of Event

andTimeline  

   

E

nclo

sure

4

   

Summary  

– SD

C was not lost whe

n Ba

ttery Bo

ard #12 was disc

onne

cted

 due

 to a 

HU error 

– Loss of SDC

 was diagnosed

 in 4 m

inutes 

– SD

C pu

mp was re

started in 17 minutes 

– Co

olant flow th

rough core was re

stored

 in 34 minutes 

– There were no

 equ

ipment failures o

r HU errors a

ssociated with

 the loss 

or re

startin

g of SDC

  

– Licensed

 Ope

rators re

spon

ded in accordance with

 standard practice, 

training, procedu

res, and

 pre‐establishe

d contingencies 

– Ope

rators are re

gularly

 traine

d on

 loss of SDC

 (including

 simulator 

scen

arios) 

 

Pro

mpt

rest

orat

ion

of n

orm

al c

ondi

tions

   

E

nclo

sure

4

           

Nin

e M

ile P

oint

Uni

t 1

Loss

of S

hutd

own

Coo

ling

Reg

ulat

ory

Con

fere

nce

       

Add

ition

al R

isk

Miti

gatin

g B

arrie

rs

           

Jim

Vau

ghn

NM

P1 S

hift

Man

ager

PRA Co

ncep

t Overview

   

E

nclo

sure

4

         Sh

utdo

wn

Coo

ling

RPV

Lev

el

   

Dia

gnos

e -

- Dia

gnos

e A

ctio

n -

And

A

nd

- Act

ion

                   

Or

           

CC

DF

   

Lost

SD

C b

ut n

ever

lost

RP

V le

vel m

ake-

up a

nd m

anag

emen

t

Three Success P

aths

with

 Red

undancy

Enc

losu

re 4

Three Success P

aths with

 Significant R

edun

dancy  

– #1) N

ormal M

akeu

p – #2) Ide

ntify

 Loss o

f SDC

 & Restore SDC

 – #3) Ide

ntify

 Level Drop & Restore Le

vel 

Re

minde

r: Successful identification of any of the

 cues associated with

 any of the

 success p

aths (1

‐3) 

yields a su

ccessful outcome (e.g., no

 core damage) 

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

Enc

losu

re 4

#1 – BWR shutdo

wn level con

trol 

– RP

V make‐up

: Co

nden

sate/feedw

ater sy

stem

 –

RPV let‐do

wn:  Reactor W

ater Clean

‐up System

 –

Any lowering RP

V level due

 to boil‐o

ff wou

ld have be

en im

med

iately 

addressed by adjustin

g make‐up

 or let‐dow

n  –

This Ope

rator a

ction is the prim

ary barrier o

f maintaining

 core inventory 

at anytim

e du

ring shutdo

wn cond

ition

s  

A d

edic

ated

Rea

ctor

Ope

rato

r was

act

ivel

y m

anag

ing

RP

V

leve

l dur

ing

the

even

t – th

ere

was

nev

er a

loss

of R

PV

leve

l co

ntro

l

Mainten

ance of R

PVLevelin Co

ldShutdo

wn

   

E

nclo

sure

4

   M

onito

r Lev

el

Rai

se

Flow

Goi

ng In

Lo

wer

Flo

w

Goi

ng O

ut

             

Leve

l to

o O

r lo

w?

                                   

Loss

of D

C o

r SD

C h

ad n

o im

pact

on

abili

ty to

mai

ntai

n R

PV le

vel

Three Success P

aths

with

 Red

undancy

   

E

nclo

sure

4

       

Three Success P

aths with

 Significant R

edun

dancy  

 

– #1) N

ormal M

akeu

p  

– #2) Ide

ntify

 Loss o

f SDC & Restore SDC 

 

– #3) Ide

ntify

 Level Drop & Restore Le

vel 

 

Re

minde

r: Successful identification of any of the

 cues associated with

 any of the

 success p

aths (1

‐3) 

yields a su

ccessful outcome (e.g., no

 core damage) 

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

   

E

nclo

sure

4

     

#2 – Ope

rators promptly re

cognize

d an

d diagno

sed the loss of S

DC.  The

re 

were many op

portun

ities fo

r the

m to

 recognize the even

t in the CR

 

Tempe

rature Indicatio

ns 

– Re

actor W

ater Clean

‐up  

– Re

actor B

uilding Closed

‐Loo

p Co

oling – inlet a

nd outlet 

tempe

ratures  

SD

C System

 Ope

ratio

n  –

Loss of P

ump Am

perage  Indicatio

n  –

Loss of SDC

 Pum

p Discharge Pressure 

PP

C Large Screen

 Disp

lays se

t up to m

onito

r critical param

eters 

(screens disp

layed prom

inen

tly with

 param

eter tren

ds atop pane

ls in 

CR) 

DA

‐426

7, RB 34

0 Fire Alarm

 – Steam

 wou

ld se

t off fire respon

se on 

Refuel Floor 

Vide

o #1

 – Sim

ulator scenario

  

Ope

rato

rs re

cogn

ized

loss

of S

DC

in 4

min

utes

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

   

E

nclo

sure

4

     

#3 – The

re wou

ld have be

en add

ition

al obvious indicatio

ns 

outside the CR

 of a

 loss of S

DC  

– He

ad was deten

sione

d and vented

 and

 there were workers on the 

Refueling Floo

r; steam re

lease wou

ld have be

en noticed

 –

Steam re

lease wou

ld have set o

ff on

e of many area

 radiation mon

itors 

(poten

tially prompting an

 Alert declaratio

n) 

– RP

 Techs in the area

 were continuo

usly m

onito

ring ED

s; th

ere are always 

RP  Te

chs o

n the Re

fueling Floo

r during RFOs  

– Outage Co

ntrol Cen

ter (OCC

) staff were mon

itorin

g activ

ities on the 

Refueling Floo

r by commun

ications and

 via cam

eras 

– Vide

o #2

 – Emergency Co

nden

ser O

peratio

ns – what d

oes 4

0,00

0 gallons 

of water boil‐o

ff look

 like?  

   

A lo

ss o

f SD

C w

ould

hav

e be

en v

ery

obvi

ous

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

   

E

nclo

sure

4

     

There were statem

ents in th

e Septem

ber 2

3, 2013, 

letter needing

 clarification: 

       

SDC Pu

mp Hi Tem

p Staff: 

Ope

rator

missed it  

NMP: A

nnun

ciator is silent due

 to battery loss; 

there was no alarm 

PPC Displays 

Staff: 

Ope

rator 

missed it 

NMP: N

ot re

levant to

 ana

lysis 

Bus #

12 Failure 

Alarm Log

 Staff: 

Ope

rator

missed it  

NMP: N

ot re

levant to

 ana

lysis 

         

It is

not

cre

dibl

e fo

r the

Ope

rato

rs to

mis

s th

e lo

ss o

f SD

C

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

Enc

losu

re 4

Co

nclusion

s regarding recognizing an

d restoring  

SDC: 

– Loss of SDC

 wou

ld be ob

viou

s – Actio

ns are well procedu

ralized

 and

 traine

d on

 – De

mon

strated respon

se indicates c

rews a

re well prepared 

to re

spon

d to a loss of SDC

 and

 take action be

fore RPV

 level is e

ven challenged

 – IF th

is fails, the

re are even more indicatio

ns and

 contingencies to respon

d to a loss of level in a BWR 

Sta

ff re

cogn

izes

acc

epta

bilit

y of

man

ual a

ctio

ns

Three Success P

aths

with

 Red

undancy

Enc

losu

re 4

Three Success P

aths with

 Significant R

edun

dancy  

– #1) Normal M

akeu

p – #2) Identify Loss of SDC

 & Restore SDC

 – #3) Iden

tify Level D

rop & Restore Level 

Re

minde

r: Successful identification of any of the

 cue

s associated

 with

 any of the

 success p

aths (1

‐3) yields  

a successful outcome (e.g., no

 core damage) 

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

   

E

nclo

sure

4

     

#4 – The

re were many CR

 instrumen

ts available that wou

ld 

have indicated a loss of level 

Multip

le Level Indicatio

ns (1

3) 

– ‘K’ panel Flange ‐3 to

 +3 ft flange level  

– Fuel Zon

e Water Level Ch. 11 and 12

 ‐240

‐100” 

*Reg Guide

 1.97] 

– ‘K’ panel GEM

AC 0‐100

”  –

‘E’ panel GEM

AC 0‐100”  

– ‘F’ panel Ch. 11/12

 Yarways 0

‐100

” *Reg Guide

 1.97] 

– ‘F’ panel Ch. 11/12

 GEM

AC 0‐100

”  –

‘F’ panel Level Chart Recorde

r 0‐100

”  –

‘F’ panel Ch. 11/12

 LoLoLo ‐33‐100”  *R

eg Guide

 1.97] 

PP

C Large Screen

 Disp

lays se

t up to m

onito

r critical param

eters 

(screens disp

layed prom

inen

tly with

 param

eter tren

ds atop pane

ls across th

e Co

ntrol Roo

m) 

DA

‐426

7, RB 34

0 Fire Alarm

 – Steam

 wou

ld se

t off fire respon

se on 

Refuel Floor 

 

Any

sin

gle

indi

catio

n w

ould

hav

e tri

gger

ed th

e ne

cess

ary

Ope

rato

r res

pons

e

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

   

E

nclo

sure

4

   

Be

low are th

e 24

 separate aud

ible alarm

s associated

 with

 RPV

 Level (all available to th

e Ope

rators during the event): 

– F1

‐4‐3/F4‐4‐6 Clear (RP

S Hi Lv

l, 95

”) 

– F2

‐3‐3 Clear (R

PV Hi/L

o level, 83”) 

– F2

‐3‐3 Alarm

 (RPV

 Hi/L

o level, 65

”) 

– F1

‐1‐3/F4‐1‐6 Alarm (R

PS RPV

 Low

 Level, 53”) *

EOP/SO

P En

try+ 

– F1

‐2‐1/F4‐2‐8 Alarm (R

PS Auto Trip, 53”)  

– F2‐4‐2/F3‐4‐3 Alarm (A

TWS Ch

. 11/12

 Troub

le, 5”) 

– F1

‐2‐3/F4‐2‐6 Alarm (R

PS RPV

 LoLo level, 5”) *

SOP En

try+ 

– F1

‐3‐2/F4‐3‐7 Alarm (V

essel Isolatio

n, 5”) 

– F1

‐3‐5/F4‐3‐4 Alarm (C

ontainmen

t Isolatio

n, 5”) 

– F1

‐4‐6/F4‐4‐3 Alarm (R

PS Core Spray Au

to Start, 5”) 

– F1

‐4‐2/F4‐4‐7 Alarm (M

ain Steam Auto Isolation, 5”) 

– F1

‐4‐4/F4‐4‐5 Alarm (EC Au

to Initiation, 5”) 

– F1

‐3‐3/F4‐3‐6 Alarm (R

PS Le

vel LoLoLo, ‐1

0”)  

Vide

o #3

 – M

ultitud

e of CR indicatio

ns (n

ext) 

   

Any

sin

gle

annu

ncia

tion

wou

ld h

ave

trigg

ered

the

nece

ssar

y O

pera

tor r

espo

nse

   

E

nclo

sure

4

0

Vide

o #

3-

Mul

titud

e of

CR

Indi

catio

ns

       

 

CE

NG

a

join

t ven

ture

of

I C

onst

olla

tlan

..•

.. e

oF

E:n

wgy

" '

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

Enc

losu

re 4

#5 – Ope

rators co

uld ha

ve initiated

 make‐up

 with

 a CRD

 pum

p from

 the  

Control Roo

m 

– This is contrary to

 the Septem

ber 2

3, 

2013

, letter w

hich con

clud

es field actio

ns 

are requ

ired. This is on

ly true

 during no

n‐ 

emergency, normal ope

ratio

ns.  

– Ope

rator a

ctions are includ

ed in

 the 

proced

ure and traine

d on

 in th

e sim

ulator.  

– Actio

ns are straightforw

ard and regularly

 traine

d on

. 

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

Enc

losu

re 4

#6 – The

re were a nu

mbe

r of o

ther sy

stem

s available to th

e  Ope

rators fo

r RPV

 coo

ling an

d make‐up

 –

Eleven

 (11) sy

stem

s were available with

 varying

 make‐up

 capacity

 in excess 

of an estim

ated

 65 gpm boil‐o

ff rate 

– Loss of B

B#12

 restricted 5 of th

e system

s for 68 min after loss of SDC

 –

Ope

rators are traine

d on

 all 11

 system

s in a variety of sim

ulated

 accident 

scen

arios,  includ

ing loss of SDC

 events 

– Ope

rators are traine

d to use th

ese system

s in accordance with

 clear, w

ell‐ 

written proced

ures 

– NRC

 Staff’s Inspectio

n Manual Part 9

900: Te

chnical G

uidance (see

 C‐4) 

recognize

s manual actions are accep

table in place of autom

atic sy

stem

s with

 written proced

ures and

 training

 on those proced

ures beforeh

and 

Any

sin

gle

mak

e-up

sys

tem

wou

ld h

ave

prov

ided

suc

cess

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

Enc

losu

re 4

#7 – Core Spray (w

ith autom

atic initiation) was re

stored

 to 

availability 8.5 ho

urs into even

t  –

Could have been restored

 with

in 15 minutes  – since SD

C had be

en 

restored

, restoratio

n of Core Spray was in

 accordance with

 pre‐ 

planning

 –

Core Spray re

stored

 prio

r to the 9‐ho

ur projected

 RPV

 level reaching 

top of active fuel 

– Ha

d the Ope

rators fa

iled to ta

ke action to re

store SD

C or diagnose and 

manually in

ject, C

ore Spray wou

ld have injected

 autom

atically prio

r to  

uncoverin

g fuel based

 on the tim

eline of th

e even

t –

Not re

cognize

d in Sep

tembe

r 23, 201

3, letter 

Had

NM

P re

cogn

ized

Cor

e S

pray

sys

tem

ava

ilabi

lity

and

com

mun

icat

ed th

is e

arlie

r to

NR

C S

taff,

a P

hase

3 a

naly

sis

may

not

hav

e be

en n

eede

d

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

Enc

losu

re 4

#8 – The

re were many licen

sed Ope

rators in

 the plan

t at the

 time 

of th

e even

t –

In add

ition

 to th

e licen

sed staff (2 RO

s & 3 SRO

s), the

re were 5 SROs/4 

ROs/2 additio

nal licen

sed managers in and in close proximity

 to th

e CR

 du

ring this even

t  –

It is typical for add

ition

al licensed

 personn

el to

 be in th

e plant d

uring 

outages 

– Clarificatio

n to th

e Septem

ber 2

3, 201

3, letter:  There is recognize

d value 

of th

e extra licen

sed pe

rson

nel 

• NURE

G/CR‐12

78 (Sectio

n 18

) credits fo

ur licensed

 CR pe

rson

nel as the

 minim

um group

 to add

ress events 

• NURE

G/CR‐12

78 (Sectio

n 19

) recognizes the

 value

 of add

ition

al 

licen

sed pe

rson

nel for re

covery actions 

Add

ition

al s

taffi

ng is

not

cre

dite

d in

PR

A a

naly

sis

Additio

nal M

itigatio

nRisk Factors

Enc

losu

re 4

– NRC

 Staff agrees th

at th

ere may be adde

d worth to

 add

ition

al 

person

nel, bu

t ‘the analyst kno

ws o

f no othe

r guidance on

 whe

n, how

, or if to cred

it additio

nal personn

el’.  

Conclusion

: Thu

s, th

is conservative choice in th

e analysis will 

inflate th

e risk associated

 with

 the even

t. With

 a 1.1E‐6 

prob

ability, m

ore realistic mod

eling if available wou

ld likely 

drive the nu

mbe

r to less th

an th

e 1E

‐6 th

reshold for a

 white 

finding. 

Add

ition

al fa

ctor

s w

ould

tend

to d

rive

PR

A a

naly

sis

resu

lts

even

low

er.

   

E

nclo

sure

4

       

Nin

e M

ile P

oint

Uni

t 1

Loss

of S

hutd

own

Coo

ling

R

egul

ator

y C

onfe

renc

e P

RA

Ana

lysi

s of

Eve

nt

               

Ellio

tt Fl

ick

Gen

eral

Man

ager

, Fle

et E

ngin

eerin

g

PRA An

alysis of Event

Enc

losu

re 4

Summary View

 on PR

A: 

– Either of two inde

pend

ent o

perator actions wou

ld prevent co

re 

damage (restore SDC

 and

 maintain RP

V level)  

– CE

NG and

 NRC

 Staff evaluatio

ns determined

 no ‘dep

ende

ncy’ 

existed

 for the

 ope

rator a

ctions 

– CE

NG and

 NRC

 Staff qu

antitative evaluatio

n of th

e individu

al 

operator actions closely agree

 – Re

sults diverge based

 on NRC

 assigning

 a m

inim

um HEP

 value

 for the

 two combine

d inde

pend

ent a

ctions:  

• CE

NG: 

EPRI / TH

ERP *  

• NRC

 Staff: 

SPAR

‐H; R

ASP Vo

lume 1, Rev 2 (N

RC Staff Guidance) 

*Referen

ce: Techn

ique

 for H

uman

 Error Rate Predictio

n (THER

P) is a te

chniqu

e used

 in th

e fie

ld of H

uman

 Re

liability Assessment (HR

A), for th

e pu

rposes of e

valuating the prob

ability of a

 hum

an error occurrin

g througho

ut th

e completion of a sp

ecific task. 

PRA An

alysis of Event

Enc

losu

re 4

Event w

as evaluated

 usin

g standard PRA

 techniqu

es 

and principles 

Mitigatio

n of th

is event req

uired Ope

rators to

 eith

er: 

– Re

store SD

C, or 

– Maintain RP

V above top of active fuel 

Initial plant con

ditio

ns (app

roximate): 

– 2 ho

urs to bo

iling

 in RPV

 – 5 ho

urs low

‐low Level in RPV

 – 9 ho

urs for inventory to re

ach top of active fuel 

9 ho

urs

wer

e av

aila

ble

to ta

ke a

ctio

ns.

PRA An

alysis of Event

   

E

nclo

sure

4

   

Bo

th CEN

G and

 NRC

 Staff analysis agreed

: zero de

pend

ency 

associated

 with

 the tw

o actio

ns 

De

pend

ency factors con

sidered

:  –

Same Crew

: a sh

ift tu

rnover wou

ld have occurred

 prio

r to a projected 

boil‐off to top of active fuel; 

– Co

mmon

 Cognitive: a variety of cue

s and

 procedu

res a

pplied 

– Same Time: cue

s occur over a

 lengthy tim

e fram

e (hou

rs)  

– Ad

equate Resou

rces: Extra personn

el alm

ost d

ouble the no

rmal 

control roo

m com

plem

ent  

– High

 Stress: we classified this as a nom

inal stress event 

– Same Locatio

n: strong

 cue

s from both control roo

m and

 refuel floo

r  –

Timing: su

bstantial tim

e was available to act 

   

Agr

eem

ent o

n ze

ro d

epen

denc

y - d

iffer

ence

s be

twee

n N

RC

S

taff

& C

EN

G a

naly

sis

of h

uman

per

form

ance

fact

ors.

PRA An

alysis of Event

   

E

nclo

sure

4

     

The RA

SP handb

ook references EPR

I Rep

ort 1

021081

 Establish

ing Minim

um Accep

table Values for  

Prob

abilitie

s of H

uman

 Failure Events, for the

se type

 of evaluations. From RAS

P hand

book:  

– “EPR

I Rep

ort 1

0210

81 provide

s a m

ore de

tailed approach in

 de

term

ining the level of d

epen

dence be

tween HF

Es and

 app

lying 

minim

um joint p

robabilities. Based

 on the de

term

ination of th

e level 

of dep

ende

nce, an analyst w

ill assign a joint H

EP of 1

0‐5 (lo

w 

depe

nden

ce) o

r 10‐6 (very low dep

ende

nce). In ad

ditio

n, th

e repo

rt 

states th

at, ―

if the crite

ria fo

r ind

epen

dent HFEs are met, it sho

uld 

not b

e ne

cessary to employ

 an alternative minim

um value

 rather 

than

 the on

e calculated

.” 

 

Min

imum

HE

P s

houl

d no

t alw

ays

be a

pplie

d.

PRA An

alysis of Event

Enc

losu

re 4

CE

NG and

 NRC

 Staff agree: 

– Risk Calculatio

n (w

/o th

e RA

SP guidance 1E

‐6 quantificatio

n lim

it) is at least 5.6E‐8 

Alignm

ent o

f SDC an

d RP

V injection 

NRC

 CCD

P CENG CCD

P 

No Joint H

EP quantita

tive lim

it 6.1E

‐8 

5.6E

‐8 

Joint H

EP quantita

tive lim

it 1E

‐7 

1.4E

‐7 

1.6E

‐7 

Joint H

EP quantita

tive lim

it 5E

‐7 

5.4E

‐7 

5.6E

‐7 

Joint H

EP quantita

tive lim

it 1E

‐6 (u

sing RA

SP Handb

ook 

guidance) 

1.1E

‐6 

1.1E

‐6 

NR

C S

taff

& C

EN

G c

alcu

latio

ns a

re c

lose

.

PRA An

alysis of Event

Enc

losu

re 4

RA

SP guidance assig

ning

 a 1E‐6 lim

it for m

ultip

le HFEs  

– Co

mpe

nsates fo

r lim

itatio

ns in ability for e

xisting PR

A metho

ds 

to evaluate the HE

P for h

ighly reliable actio

ns 

– Ho

wever, 1E‐6 has n

o firm te

chnical basis 

– Ap

plying

 the lim

it do

es not disc

riminate be

tween cases w

here 

there are many versus a single su

ccess p

ath 

– Ap

plying

 1E‐6 may not significantly affe

ct base CD

F/LERF

 – 1E

‐6 was cho

sen as not to

 dom

inate the risk results 

App

lyin

g th

e m

inim

um H

EP

has

val

ue in

man

y ca

ses;

ho

wev

er it

is n

ot a

pplic

able

to th

is c

ase.

PRA An

alysis of Event

Enc

losu

re 4

Ap

plying

 1E‐6 lim

it is inapprop

riate in th

is case 

– Given

 the pletho

ra of cue

s, it is inconceivable that th

e op

erators w

ould not have the correct p

lant status assessm

ent 

– No mechanism

 (cognitive or physic

al) can

 be po

stulated

 that 

wou

ld re

sult in a failure to

 respon

d in th

e tim

e available 

– 1E

‐6 has no firm te

chnical basis 

– 1E

‐6 is so

 con

servative that it driv

es th

e ou

tcom

e of th

e SD

P 

App

lyin

g th

e m

inim

um H

EP

sig

nific

antly

dis

torts

real

ity a

nd

is in

appr

opria

te in

this

cas

e.

Conservatisms O

verstate

Risk & Dilute

Insig

hts

Enc

losu

re 4

+

Inaccurate Characterisa

tion of Risk

 = 

1E‐6 Quantita

tive lim

it conservatism 

Overw

helm

ing indicatio

ns on Re

fuel  floo

r and in th

e Co

ntrol Roo

m Con

servatism

 

+ CR

 Staffing, Stress, Training

 Co

nservatism 

+ Multip

le indicatio

n  and success  p

ath  

conservatism 

+ La

yers

of

Crew

 Turn‐over 

Conservatism 

Con

serv

atis

m

PRA An

alysis of Event

   

E

nclo

sure

4

   

HR

A mod

eling of actions with

 very low probabilities is  

challenging and the resulting

 HEPs a

re very un

certain  

Qualitative factors m

ust a

lso be considered

 to give an

 accurate assessm

ent o

f risk

  

De

fense in Dep

th / Co

nservative PR

A techniqu

es distort 

risk pe

rspe

ctive 

 

Risk‐in

form

ed decision

‐making must recognize th

e lim

itatio

ns of q

uantifying very re

liable, inde

pend

ent 

human

 actions 

   

Ass

essi

ng p

lant

per

form

ance

sho

uld

reco

gniz

e qu

alita

tive

risk

miti

gatin

g fa

ctor

s an

d in

depe

nden

ce in

this

cas

e.

PRA An

alysis – LERF

 Analysis

   

E

nclo

sure

4

     

Large Early

 Release Frequ

ency (LER

F) ana

lysis  

projects m

argin to pub

lic risk 

– The NRC

 Staff evaluatio

n assumes a large release occurs <2 

hours a

fter RPV

 level low

ers to the top of active fuel 

– Co

mpu

ter m

odeling (M

AAP) co

nclude

s no appreciable 

release be

fore 4.6 hou

rs 

 

– CE

NG and

 NRC

 Staff agree that a Gen

eral Emergency 

evacuatio

n could be

 effe

ctively completed

 in 2 hou

rs (less 

than

 half the

 time be

fore a projected

 early re

lease pe

r MAA

P pred

ictio

ns) 

     

Ther

e w

as a

long

er ti

me

to p

roje

cted

rele

ase.

PRA An

alysis – Evacuatio

nStud

y  

Enc

losu

re 4

Risk to

 the pu

blic was very low; study

 show

ed 

evacua

tion could be

 effe

ctively completed

 with

in 1 hr  

40 m

inutes 

– Co

mmissione

d an

 evacuation tim

e estim

ate analysis using 

actual con

ditio

ns at the tim

e a Gen

eral Emergency wou

ld 

be declared 

– Used guidance in

 NURE

G/CR‐7002, Criteria for E

vacuation 

Time Estim

ate Stud

ies  

Ther

e w

as ti

me

to e

vacu

ate

the

publ

ic.

   

E

nclo

sure

4

           

Nin

e M

ile P

oint

Uni

t 1

Loss

of S

hutd

own

Coo

ling

Reg

ulat

ory

Con

fere

nce

       

Less

ons

Lear

ned

and

Con

clus

ions

           

Jim

Sta

nley

G

ener

al P

lant

Man

ager

Conclusio

ns 

   

E

nclo

sure

4

     

We are extractin

g all the

 learnings from th

e event  

– An

y un

planne

d loss of SDC

 is significant and

 doe

s not 

meet o

ur expectatio

ns 

– Taken Actio

ns – re

spon

ded rapidly and thorou

ghly 

• Fixed proced

ure prob

lems to prevent recurrence  

• Re

structured

 NMP2

’s ou

tage sc

hedu

le (LOOP/LO

CA te

sting) 

– Managing actio

ns with

in our corrective actio

n program 

 

We have co

mmun

icated

 new

 data and 

inform

ation to sh

ow why th

e indu

stry 

metho

dology fo

r assessin

g hu

man

 perform

ance 

applied by NMP shou

ld be used

 to evaluate the 

significance of e

vent; 

Conclusio

ns 

   

E

nclo

sure

4

   

We be

lieve th

e CE

NG PRA

 analysis

 for N

MP1

 is so

und  

– CE

NG PRA

 yields C

CDF 5.6E

‐8 fo

r this e

vent 

– An

alysis based on

 accep

ted indu

stry m

etho

dology 

– Includ

es con

servatism

 /provide

s a m

ore realistic picture of risk

 – Po

tential hum

an errors a

re und

erstoo

d and mod

eled

 – Ad

ditio

nal risk

 mitigatin

g barriers 

– Staff guidance (Part 9

900): accep

table to credit m

anual actions 

– An

 autom

atically initiated

 system

 (CS) was re

stored

 prio

r to the  

projected tim

e of 9 hou

rs (R

PV level to top of active fuel)  

– Ope

rators never lost awaren

ess a

nd con

trol of R

PV level  

Summary: NMP be

lieves, based

 on ou

r analysis

 and

 other

risk mitigatin

g factors, th

is event is o

f a very low sa

fety 

significance ‐ Green

 

Que

stions and

 Closin

g Re

marks 

   

E

nclo

sure

4