ML24142A439: Difference between revisions

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{{#Wiki_filter:ENCLOSURE                                                                                                                                                                                                                                                2
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VOLUME                                                        11
 
HOPE CREEK GENERATING STATION
 
IMPROVED TECHNICAL SPECIFICATIONS                                                                                                                  CONVERSION
 
ITS SECTION                                                              3.6 CONTAINMENT SYSTEMS
 
Revision 0 LIST OF ATTACHMENTS
: 1.                                                                        ITS Section 3.6.1.1, Primary Containment
: 2.                                                                        ITS Section 3.6.1.2, Primary Containment Air Lock
: 3.                                                                        ITS Section 3.6.1.3, Primary Containment Isolation Valves (PCIVs)
: 4.                                                                        ITS Section 3.6.1.4, Drywell Pressure
: 5.                                                                        ITS Section 3.6.1.5, Drywell Air Temperature
: 6.                                                                        ITS Section 3.6.1.6, Low-Low Set (LLS) Valves
: 7.                                                                        ITS Section 3.6.1.7, Reactor Building-to                -Suppression Chamber Vacuum Breakers
: 8.                                                                        ITS Section 3.6.1.8, Suppression Chamber-to                -Drywell Vacuum Breakers
: 9.                                                                        ITS Section 3.6.2.1, Suppression Pool Average Temperature
: 10.                                            ITS Section 3.6.2.2, Suppression Pool Water Level
: 11.                                            ITS Section 3.6.2.3, Residual Heat Removal (RHR)
Suppression Pool Cooling
: 12.                                              ITS Section 3.6.2.4, Residual Heat Removal (RHR)
Suppression Pool Spray
: 13.                                            ITS Section 3.6.3.1, Primary Containment Oxygen Concentration
: 14.                                            ITS Section 3.6.4.1, Secondary Containment
: 15.                                            ITS Section 3.6.4.2, Secondary Containment Isolation Dampers (SCIDs)
: 16.                                              ITS Section 3.6.4.3, Filtration Recirculation and Ventilation System (FRVS)
: 17.                                              ISTS Not Adopted
 
ATTACHMENT 1
 
ITS 3.6.1.1, Primary Containment
 
Current Technical Specification (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                          3/4.6 CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                          A01                                                                                                                                        ITS 3.6.1.1
 
                                                            .1 3.6.1.1                          3/4.6.1 PRIMARY CONTAINMENT
 
PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION LCO                                                                                                                                                          OPERABLE LCO 3.6.1.1                      3.6.1.1 PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be maintained.                                                                                                                                                                                                                                                  A02
 
APPLICABILITY                    APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2*                                                                  and 3.
MODES                                                                                                                                                                                          A03 ACTION:
inoperable                                                                                      to OPERABLE status
 
ACTION A                        Without                                                                                        PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY, restore PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY within 1                                                      hour or be in at least HOT SHUTDOWN                                                  within the next            12                                            hours and in                                                                                        A02 ACTION B                        COLD SHUTDOWN                            within the following                                            24                                            hours.            MODE 3 MODE 4                                                                        36
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS SR 3.6.1.1.1                                                                                                  OPERABILITY SR 3.6.1.1.1                    4.6.1.1                                                                                                                        PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be demonstrated:                                                                                                                        A02
: a.                                                                                                                      After each closing of each penetration subject to Type B testing, except the primary containment air locks, if opened following Type A or B test, by leak rate testing in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.                                                                                                                                                                                                                      See ITS 5.5
: b.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by verifying that all primary containment penetrations** not capable of being closed by OPERABLE containment automatic isolation valves and required to be closed during accident conditions are closed by valves, blind flanges, or deactivated automatic valves secured in position, except for valves that are opened under administrative control as permitted by Specification 3.6.3.                                                                                                                                                                See ITS 3.6.1.3
: c.                                                                                        By verifying each primary containment air lock is in compliance with                                  the requirements of Specification 3.6.1.3.                                                                                                                                                                                                                          A04
: d.                                                                                                                      By verifying the suppression chamber is in compliance with the requirements of Specification 3.6.2.1.
 
A05
* See Special Test Exception 3.10.1
 
                                **                                                                                        Except valves, blind flanges, and deactivated automatic valves which are located inside the primary containment, and are locked, sealed or otherwise secured in the closed position. These penetrations shall be verified closed during each COLD SHUTDOWN except such verification need not be performed when the primary containment has not been de-inerted since the last verification or more often than once per 92                                                                                                                                                                                                                    days. See ITS 3.6.1.3
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187 ITS                    CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                            A01                                                                                                                      ITS 3.6.1.1
 
PRIMARY CONTAINMENT LEAKAGE                                                                                                                                                                                                                                    A02
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION See ITS 3.6.1.2  Primary containment leakage rates shall be limited to:                                                                                                                                                                        5.5
: a.                                                                                          An overall integrated leakage rate (Type A test) in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.
: b.                                                                                          A combined leakage rate in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program for all primary containment penetrations and all primary containment isolation valves that are subject to Type B and C tests, except for: main steam line isolation valves*, valves which form the boundary for the long-term seal of the feedwater lines, other valves which are hydrostatically tested, and those valves where an exemption to Appendix J of 10                                        CFR 50 has been granted.
: c.                                                                                            *Less than or equal to 150                                                            scfh per main steam line and less than or equal to 250                    scfh combined through all four main steam lines when tested at 5 psig (leakage rate corrected to 1 Pa, 50.6 psig).
: d.                                                                                          A combined leakage rate of less than or equal to 10                                                              gpm for all containment isolation valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines, when tested at 1.10                                        Pa, 55.7 psig.
: e.                                                                                          A combined leakage rate of less than or equal to 10                                        gpm for all other penetrations and containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment, when tested at 1.10                                        Pa, 55.7 psig p.                                                                                                      See ITS 3.6.1.3 APPLICABILITY:                                                                                                                                  When PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY is required per Specification 3.6.1.1.                                                  MODES 1, 2, and 3.                                                                                                                        A01
 
ACTION:
 
With:
 
ACTION A                                      a.                                                                                          The measured overall integrated primary containment leakage rate (Type A test) not in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program, or Primary containment inoperable.                                                                                  A02
: b.                                                                                          The measured combined leakage rate exceeding the leakage rate specified in the ACTION A                                                        Primary Containment Leakage Rate Testing Program for all primary containment penetrations and all primary containment isolation valves that are subject to Type B and C tests, except for: main steam line isolation valves*, valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines, valves which are hydrostatically tested, and                                              See ITS those valves where an exemption to Appendix J of 10                    CFR 50 has been granted, or                                                                                                  5.5
: c.                                                                                            The measured leakage rate exceeding 150                                                              scfh per main steam line or exceeding 250                                                            scfh combined through all four main steam lines, or                                                                        See ITS 3.6.1.3
 
See ITS 5.5
                            *Exemption to Appendix "J" of 10                                                                                                    CFR                            50.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 174 ITS                        CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                      A01                                                                                                                                ITS 3.6.1.1
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION (Continued)
 
ACTION (Continued)
: d.                                                                                          The measured combined leakage rate for all containment isolation valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines exceeding 10                    gpm, or
: e.                                                                                          The measured combined leakage rate for all other penetrations and containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment exceeding 10                                        gpm,                                                                                                                                                                          See ITS 3.6.1.3 restore:
 
ACTION A                                          a.                                                                                          The overall integrated leakage rate(s) (Type A test) to be in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program, and primary containment to OPERABLE status.
: b.                                                                                          The combined leakage rate to be in accordance with the Primary Containment Leakage ACTION A                                                              Rate Testing Program for all primary containment penetrations and all primary                                                                                                                                      See ITS containment isolation valves that are subject to Type B and C tests, except for: main                                                                                                                                  5.5 steam line isolation valves*, valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines, valves which are hydrostatically tested, and those valves where an exemption to Appendix J of 10                                        CFR 50 has been granted, and
: c.                                                                                            The leakage rate to less than or equal to 150                                                            scfh per main steam line and less than or See ITS 3.6.1.3 equal to 250                    scfh combined through all four main steam lines, and
: d.                                                                                          The combined leakage rate for all containment isolation valves which form the boundary for the long-term seal of the feedwater lines to less than or equal to 10                                        gpm, and
: e.                                                                                          The combined leakage rate for all other penetrations and containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment to less than or equal to 10                                        gpm,
 
ACTION A                        prior to increasing reactor coolant system temperature above 200°F.
within 1 hour                                                                                                                                                                                    L01 Perform required visual examinations and leakage rate SURVEILLANCE REQUIREMENTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                testing except for primary containment air lock testing, SR 3.6.1.1.1 SR 3.6.1.1.1                  4.6.1.2.a  The primary containment leakage rates shall be demonstrated                                          in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program for the following:
: 1.                                                                                          Type A test.                    See ITS
: 2.                                                                                          Type B and C tests (including air locks). 5.5
: b.                                                                                          DELETED.
: c.                                                                                            DELETED.
 
See ITS
* Exemption to Appendix "J" of 10                                        CFR 50. 5.5
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 171 ITS                                                CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                          A01                                                                                                                                                                                                                                                          ITS 3.6.1.1
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
: d.                                                                                                                      DELETED.
: e.                                                                                                                      DELETED.
: f.                                                                                                                      Main steam line isolation valves shall be leak tested at least once per 18                                                                                          months.
: g.                                                                                                                      Containment isolation valves which form the boundry  for the long-term seal of the feedwater lines shall be hydrostatically tested at 1.10                                                                                                    Pa, 55.7                                                                                                    psig, at least once per 18                                                        months.
: h.                                                                                                                      All containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment shall be leak tested at least once per 18                                                                                                                months.                                                                                                                                                                                                                                                See ITS 3.6.1.3
: i.                                                                                                  DELETED.
: j.                                                                                                  DELETED.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 174
 
ITS                          CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                      A01                                                                                                                                                ITS 3.6.1.1
 
3.6.1.1                            PRIMARY CONTAINMENT STRUCTURAL INTEGRITY
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION LCO 3.6.1.1                        Primary containment shall be OPERABLE.
LCO 3.6.1.1                        3.6.1.5                                                                                                                        The structural integrity of the primary containment shall be maintained at a level                                                                                                        A02 consistent with the acceptance criteria in Specification 4.6.1.5.1.
MODES                                                                                                                                                                                    A03 APPLICABILITY                      APPLICABILITY:                                                                              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.
 
ACTIONS                            ACTION:                                                                                                                            primary containment to Primary containment inoperable.                                                                    OPERABLE status                                                                      1                                                                                            M01 ACTION A                          With the structural integrity of the primary containment not conforming to the above requirements,            restore the structural integrity to within the limits  within 24                                            hours or be in at least                                                                                                                                                            A02 ACTION B                          HOT SHUTDOWN                            within the next            12 hours and in COLD SHUTDOWN                            within the following 24                                            hours.          MODE 3                                                                                                                    MODE 4 36
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS Perform required visual examinations and leakage rate testing except for primary containment air lock testing 4.6.1.5.1                                                                                                                                                            The structural integrity of the exposed accessible interior and exterior surfaces of the SR 3.6.1.1.1                      primary containment shall be determined                                                                                                                                    in accordance                      with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.
 
4.6.1.5.2  Reports                                                                                                                                                                                Any abnormal degradation of the primary containment structure detected during the above required inspections shall be reported to the Commission pursuant to Specification 6.9.2 within 30                                                                              days. This report shall include a description of the condition of the containment, the inspection procedure, and the corrective actions taken.
L02
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  3/4 6-8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 104 ITS                    CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                      A01                                                                                                              ITS 3.6.1.1
 
3/4.6.2 DEPRESSURIZATION SYSTEMS 3.6.1.1  Primary Containment 3.6.1.1                    SUPPRESSION CHAMBER                                                                                                                                                                                                                              A02
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION LCO 3.6.1.1                Primary containment shall be OPERABLE.
LCO 3.6.1.1                3.6.2.1  The suppression chamber shall be OPERABLE with:                                                                                                                                                                                        A02
: a.                                                                                            The pool water:
See ITS
: 1.                                                                                          With an indicated water level between 74.5" and 78.5" and a 3.6.2.2
: 2.                                                                                          Maximum average temperature of 95°F during OPERATIONAL CONDITION 1 or 2, except that the maximum average temperature may be permitted to increase to:                                                                                                                                                                    See ITS 3.6.2.1 a)                                                                                        105°F during testing which adds heat to the suppression chamber.
 
b)                                                                                        110°F with THERMAL POWER less than or equal to 1% of RATED THERMAL POWER.
: 3.                                                                                          Maximum average temperature of 95°F during OPERATIONAL CONDITION 3, except that the maximum average temperature may be permitted to increase to 120°F with the main steam line isolation valves closed following a scram.
A06
: b.                                                                                          A total leakage between the suppression chamber and drywell of less than the equivalent leakage through a 1-                    inch diameter orifice at a differential pressure of 0.80                                        psig.
 
APPLICABILITY              APPLICABILITY:                                                                                                                                  OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.
MODES                                                                                                                                        A03 ACTIONS                    ACTION:
See ITS
: a.                                                                                          With the suppression chamber water level outside the above limits, restore the water                      3.6.2.2 level to within the limits within 1 hour or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12                                        hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                        hours.
: b.                                                                                          1.                                                                                          With the suppression chamber average water temperature greater than 95°F and THERMAL POWER greater than 1% of RATED THERMAL POWER and testing that adds heat to the suppression pool is not being performed, restore the average temperature to less than or equal to 95°F within 24 hours or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12                                        hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                        hours.
: 2.                                                                                          With the suppression chamber average water temperature greater than 105°F and THERMAL POWER greater than 1% of RATED THERMAL POWER during testing which adds heat to the suppression chamber, stop all testing which adds heat to the suppression chamber.
: 3.                                                                                          With the suppression chamber average water temperature greater than 110°F, place the reactor mode switch in the Shutdown position and operate at least one residual heat removal loop in the suppression pool cooling mode.                                                                                                      See ITS 3.6.2.1
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-12                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 203 ITS                        CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                        A01                                                                                                                                ITS 3.6.1.1
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION (continued)
 
ACTION: (Continued)                                                                                                                                                                                                                                    See ITS 3.6.2.1
: 4.                                                                                                                      With the suppression chamber average water temperature greater than 120°F, depressurize the reactor pressure vessel to less than 200                                                                                                                                      psig within 12                                                                              hours.
Primary containment inoperable.
ACTION A                                          c.                                                                              With the drywell-to-suppression chamber bypass leakage in excess of the limit,                                                                                                      A02 restore the bypass leakage to within                                                                                                                                                the limit            prior to increasing reactor coolant temperature above 200°F.                                                              primary containment to OPERABLE status.
1 hour                                                                                                                                                                                              L01
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
See ITS 4.6.2.1  The suppression chamber shall be demonstrated OPERABLE:                                                                                                                                                                                          3.6.2.1
: a.                                                                                                                      By verifying the suppression chamber water volume to be within the limits in accordance with the Surveillance Frequency Control Program.
: b.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency  Control Program in OPERATIONAL CONDITION 1 or 2 by verifying the suppression chamber average water temperature to be less than or equal to 95°F, except:
: 1.                                                                                                                      At least once per 5                                  minutes during testing which adds heat to the suppression chamber, by verifying the suppression chamber average water temperature less than or equal to 105°F.
: 2.                                                                                                                      At least once                      per hour when suppression chamber average water temperature is greater than 95°F, by verifying:
 
a)                                                                                    Suppression chamber average water temperature to be less  than or equal to 110°F.
: c.                                                                                        At least once per 30 minutes in OPERATIONAL CONDITION 3 following a scram with suppression chamber average water temperature greater than 95°F, by verifying suppression chamber average water temperature less than or equal to 120°F.
: d.                                                                                                                      By an external visual examination of the suppression chamber after safety/relief valve operation with the suppression chamber average water temperature greater than or equal to 177°F and reactor coolant system pressure greater than 100                                                                  psig.
A07
: e.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by a visual inspection of the accessible interior and exterior of the suppression chamber.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-13                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 203 ITS                            CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                            A01                                                                                                                                                  ITS 3.6.1.1
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS (continued)
Verify SR 3.6.1.1.2                                                f.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by conducting a drywell-to-suppression chamber                                                            bypass leak test at an initial differential pressure                                                                                                                  at a rate >
gauge              of 0.80 psi and verifying that the                                                                                                              differential pressure does not decrease by more tested over                          than                                                                            0.24 inch of water per minute for                                                                                        a period of                                                                                        10 minutes                                                                            . If any drywell                                -to-suppression chamber bypass leak test fails to meet the specified limit, the test period at an initial                            schedule for subsequent tests shall be reviewed and approved by the                                                                                                                                                                                                                      L03 differential pressure                              Commission. If                      two consecutive tests fail to meet the specified limit, a test shall of 0.80 psid SR 3.6.1.1.2                        Only required after                          be performed at least every 9 months until            two consecutive tests meet the                                                                                                                                                          pass Second                                                                            specified limit, at which time the Surveillance Frequenc y Control Program Frequency                and                                                      schedule may be resumed.                                                                                                                and continues until Note
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-14                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187
 
DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.1,                                                                                                                                  PRIMARY CONTAINMENT
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                                                      In the conversion                                                                                                              of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433                                  , Rev.            5.0, "Standard Technical Specifications -            General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                                CTS 3/4.6.1 requires CONTAINMENT INTEGRITY.                        CTS 3.6.1.1 states "PRIMARY              CONTAINMENT INTEGRITY shall be maintained."            CTS 3.6.1.1 ACTION requires, in part, without primary CONTAINMENT INTEGRITY to restore                      CONTAINMENT INTEGRITY within one hour.                        CTS 3.6.1.2 requires that Containment leakage rates be limited.                        CTS 3.6.1.2 ACTION requires, in part, that with                                  the measured overall integrated containment leakage rate (Type A                                                                    test) or measured combined leakage rate exceeding the leakage rate specified in the Primary Containment Leakage Rate Testing Program for all primary containment penetrations and all primary containment isolation valves that are subject to Type B and C tests not in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program to restore prior to increasing reactor coolant system temperature above 200°                                                                                                  F. CTS 3.6.1.5                                                                                                              requires the                                                                    structural integrity of the containment to be maintained within specified parameters.            ITS 3.6.1.1                                                                                                                                    is the Primary Containment specification.                                                                    ITS LCO 3.6.1.1                                                        requires the primary containment to be OPERABLE.                        ITS 3.6.1.1                                                                                                                                    ACTION A requires when                                                                  primary containment is inoperable to restore the primary                                                                  containment to OPERABLE status within 1 hour.            This changes the CTS by replacing the specific CONTAINMENT INTEGRITY definition and all associated            references with the requirement for Primary Containment OPERABILITY.                        Additionally, it changes the CTS by combining                                            CTS 3.6.1.1, CTS 3.6.1.2, and CTS 3.6.1.5                                                                                                              into one specification while retaining                                            the requirement to initiate action within one hour.
 
The purpose of CTS 3.6.1.1, CTS 3.6.1.2, and CTS 3.6.1.5                                                                                                                is to provide requirements pertaining to  primary containment OPERABILITY.                        This portion of the                                                      change (combining CTS 3.6.1.1, CTS 3.6.1.2, and CTS                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.5                                                                                                  ) is acceptable because moving these requirements into one Limiting Condition for Operation (LCO), ITS LCO 3.6.1, centralizes the requirements.                        The CTS 3/4.6.1 references to CONTAINMENT INTEGRITY have been deleted because the CTS definition of CONTAINMENT INTEGRITY in CTS 1.7 is incorporated into ITS 3.6.1, 3.6.2, and 3.6.3 and is no longer maintained as a separate definition in the ITS.
ITS 3.6.1 requires that the containment shall be OP ERABLE. The definition of OPERABLE and the subsequent ITS 3.6.1 LCO, ACTIONS, and Surveillance Requirements (SRs) are sufficient to encompass the applicable requirements of the CTS 1.7 definition.                                                                    This change removes any confusion that may exist between the definition and the specific requirements of the LCO and is a presentation preference consistent with NUREG-1433                                                                , Rev. 5.0.                                                                                          Because the aspects of the CONTAINMENT INTEGRITY definition requirements, along with the remainder of the LCOs in the Containment Systems Primary Containment
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.1,                                                                                                                                  PRIMARY CONTAINMENT
 
section (i.e., air locks and containment isolation valves) are maintained in subsequent Specifications of ITS, this change is considered acceptable.                                              This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.1.1                                                                                                                        uses the term "OPERATIONAL CONDITION(S).                        "  ITS                      3.6.1.1                                                                                                                          uses the term "MODE(S).                        "This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.6.1.1 is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE) in which the specification is required. This change is acceptable because the CTS definition of an Operational Condition, "any one inclusive combination of mode switch position and average reactor coolant temperature as specified in Table 1.2,                                                                                        "              and the ITS definition of "MODE,              "                            corresponds to "any one inclusive combination of mode switch position, average                                                                    reactor coolant temperature, and reactor vessel head closure bolt tensioning specified in Table                      1.1-1 with fuel in the reactor vessel,"                                                                                              define similar conditions. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not                                                                  result in a technical change to the CTS.
 
A04                                                CTS 4.6.1.1.c and 4.6.1.1.d provide direction to comply with other Specifications.
ITS format does not include such                      "cross references."This changes the CTS by eliminating unnecessary cross references                      to other specifications.
 
Compliance with other Specifications is required without being stated in ITS 3.6.1.1.                                                                                                                          The removal of these "cross references" is a presentation preference of the ITS consistent                                                                  with NUREG-1433.              Therefore, this change is an administrative                      change with no impact on safety.
 
A05                                                CTS 3.6.1.1, footnote
* to the Applicability, references CTS Special Test Exception 3.10.1. ITS 3.6.1.1 does not include this footnote. This changes the CTS by eliminating a footnote referencing                                                                                                                                                a Special Test Exception.
 
The purpose of CTS 3.6.1.1 footnote
* is to provide an exception to primary containment OPERABILITY during OPERATIONAL CONDITION 2, during low power PHYSICS TESTS. ITS LCO 3.0.7 adequately prescribes the use of the Special Operations LCOs and eliminates the need for this "cross reference."
This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS,
 
A06                                                CTS 3.6.2.1.b states that the suppression chamber shall be OPERABLE with a total leakage between the suppression chamber and drywell of less than the equivalent leakage through a 1-inch diameter orifice at a differential pressure of 0.80 psig. I                                                      TS LCO 3.6.1.1 states that primary containment shall be OPERABLE. CTS 4.6.2.1.f                                                                                                                                                requires conducting a drywell                                                                  -to-                                            suppression chamber bypass leak test at an initial differential pressure of 0.80 psi and verifying that the differential pressure does not decrease by more than 0.24 inch of water per minute for a period of 10 minutes. ITS SR 3.6.1.1.2                                                                                                                                                                                                      verifies that drywell to suppression chamber differential pressure does not decrease at a rate
              > 0.24                                                                                          inch water gauge per minute tested over a 10 minute period at an initial
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.1,                                                                                                                                  PRIMARY CONTAINMENT
 
differential pressure of 0.8                                                                              psid.This changes the CTS by eliminating the suppression chamber OPERABILITY statement of total leakage between the suppression chamber and the drywell.
 
The purpose of CTS 3.6.2.1.b is to provide a leakage limit on suppression chamber to drywell leakage. Bypass leakage within the limit is essential for                                                                                                                                the primary containment to perform its pressure suppression function and to ensure the primary containment design pressure is not exceeded.The requirement of CTS 3.6.2.1.b is equivalent to                                                                  the acceptance criteria of CTS 4.6.2.1.f            which is the acceptance                      criteria in ITS SR 3.6.1.1.2.                                                                                                                                                Therefore, the actual CTS OPERABILITY                          statement (CTS 3.6.2.1.b) is not needed since it is part of Primary Containment OPERABILITY (ITS 3.6.1.1).                        This change is considered a presentation preference, which is administrative.
 
A07                                                CTS 4.6.2.1.e requires a visual inspection of the accessible interior and exterior of the suppression chamber. ITS 3.6.1.1 does not require this visual inspection.
This changes the CTS by removing the requirement to perform a visual inspection of the accessible interior and exterior of the suppression chamber from Technical Specifications.
 
The purpose of CTS 4.6.2.1.e is to ensure the integrity of the suppression chamber by performing a visual inspection. Primary containment structural integrity requirements of            10 CFR 50, Appendix J, are supported by ITS SR 3.6.1.1.1. The essence of an OPERABLE containment is its leak-tightness.
CTS 4.6.2.1.e contains                      details which are found in the                                  10 CFR 50, Appendix J, visual inspection prior to each Type A containment leakage rate test.                                    These regulations require licensee compliance                        that                                                                  cannot be revised by the licensee and                                                                  are addressed by direct reference in the HCGS                                                                                                    ITS.            The details of the regulations within the Technical Specifications are repetitious and unnecessary.
Therefore, retaining the requirement to meet the requirements of 10 CFR 50, Appendix J, Option B, and Regulatory Guide 1.163 per                                                                    ITS 5.5.12, "Primary Containment Leakage Rate Testing Program," and eliminating the Technical Specification                      details that are found in Appendix J are considered presentation preferences. This change is consi                      dered a presentation preference, which is administrative.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
M01                                          CTS 3.6.1.5, Action, allows 24 hours to restore structural integrity to within limits.
ITS 3.6.1.1 presents the primary containment structural integrity requirements  in the Primary Containment LCO, which provides an allowed Completion Time of 1 hour when structural conditions are not in compliance with requirements. This changes the CTS by conservatively bringing the allowed times for restoration for a loss of containment structural integrity into agreement with a loss of containment OPERABILITY.
 
The purpose of CTS 3.6.1.5 Action is to provide remedial actions and a period of time to restore the primary containment structural integrity. This change is acceptable because it                                                                            continues to provide remedial actions but restricts                                                                              the time
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.1,                                                                                                                                  PRIMARY CONTAINMENT
 
these remedial actions need to be completed by . Furthermore, the potential confusion in applying the appropriate restoration time is eliminated. This change is designated as more restrictive because it shortens the Completion Time for restoring primary containments structural integrity.
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01 (Category 4 -                                                        Relaxation of Required Action)  CTS 3.6.1.2 Action,                                                                                                                                                                    for primary containment leakage,                                                                  and CTS 3.6.2.1 Action                                            c, for drywell to suppression chamber leakage,                                                                  require leakage to be within limits prior to increasing reactor coolant temperature above 200°                                                                                                  F. ITS 3.6.1.1 requires primary contai                                                                                                                                              nment to be OPERABLE                          in MODES 1, 2, and 3                                                                                                                                                                                                      while ACTION A allows 1 hour to restore primary containment OPERABILITY, including within leakage limits. This changes the CTS presentation of the requirement to have the leakage within limits prior to 200°                                                                                                  F to the ITS presentation of MODES 1, 2, and 3 while specifying a period for restoration.
 
The purpose of CTS 3.6.1.2 Actions and CTS 3.6.2.1 Action c is to assure primary containment OPERABILITY prior to entering an Operational Condition (MODE) where p            rimary containment is required to mitigate the consequences of a design bases accident. In CTS this is designated as prior to 200°                                                                                                    F. In CTS, 200°                                                                F demarks transitioning from Operational Condition 4, Cold Shutdown (average reactor coolant temperature                                                200°                                                                F) to Operational Condition 3, Hot Shutdown (  average reactor coolant temperature >                                  200°                                                                F). ITS MODE 3 is like CTS Operational Condition 3 in that MODE 3, Hot Shutdown is when the average reactor coolant temperature is > 200°F. In addition, ITS LCO 3.0.1 requires that LCOs be met during the MODES or other specified conditions in the Applicability, but ITS LCO 3.0.4 would allow entry into a MODE or other specified condition                                              in the Applicability under specific conditions, however, with an inoperable pr            imary containment entry would not be allowed. Therefore, changing the CTS from prior to increasing reactor coolant temperature above 200°F to the ITS Applicability of MODES 1, 2, and 3 is only a change in the presentation style from of CTS to ITS.
 
CTS 3.6.1.2 Actions and CTS 3.6.2.1 Action c  do not provide any remedial actions if leakage limits are exceeded when the average reactor coolant temperature is > 200°                                                                                                              F, therefore CTS 3.0.3 must be entered for an inoperable containment. CTS 3.0.3 states that when a Limiting Condition for Operation is
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 4 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.1,                                                                                                                                  PRIMARY CONTAINMENT
 
not met, except as provided in the associated ACTION requirements, within one hour action shall be initiated to place the unit in an OPERATIONAL CONDITION in which the Specification does not apply by placing it, as applicable, in: 1) At least Startup (Operational Condition 2) within the next 6 hours, 2) At least Hot Shutdown (Operational Condition 3) within the following 6 hours, and 3) At least Cold Shutdown (Operational Condition 4) within the subsequent 24 hours  . ITS 3.6.1.1 ACTION A states that with primary containment inoperable to restore primary containment to OPERABLE status within 1 hour. If not restored within one hour ITS ACTION B states with            the Required Action and associated Completion Time                      not met,            be in MODE 3 within 12 hours and be in MODE 4 within 36 hours. Therefore, in both CTS and ITS with an inoperable primary containment the unit is required to shutdown and exit the Applicability within 37 hours. However, ITS does not include a requirement to be in Startup (Operational Condition 2 and MODE 2). This change is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                (Category 5 -                                                        Deletion of Surveillance Requirement)  CTS 4.6.1.5.2 requires that any abnormal degradation of the primary containment structure detected during inspection of the structural integrity of the exposed accessible interior and exterior surfaces of the primary containment required by CTS 4.6.1.5.1 shall be reported to the Commission pursuant to CTS                                                        Specification 6.9.2 within 30 days.
ITS 3.6.1.1 does not include this Surveillance Requirement. This changes the CTS by deleting the requirement to submit a report to the Commission within 30 days.
 
The purpose of CTS 4.6.1.5.2 is to ensure the NRC is informed of any abnormal degradation of the primary containment structure. The special reporting requirements associated with CTS 4.6.1.5                                                                                                                .2 are deleted.                                                                                          Instead, reporting will be governed by the requirements of 10 CFR 50.73.                                                                                                                                      CTS 4.6.1.5                                                                                                            .2 defines special reporting requirements when abnormal degradation of the primary containment structure is detected during visual inspection (CTS 4.6.1.5                                                                                                              .1).
HCGS ITS implements 10 CFR 50, Appendix J, Option B , which has no special reporting requirements in this instance.                                              ITS Specification 5.5.10                                , " Primary Containment Leakage Rate Testing Program," directly references NEI 94-01, Revision 3A,  Industry Guideline for Implementing Performance-Based Option of 10 CFR 50 Appendix J, which provides guidance on implementing the requirements of 10                                                                                                    CFR 50, Appendix J, Option B.                        Per ANSI /ANS 56.8-                                                                                        1994, the intent of the visual inspection is to identify evidence of structural deterioration that might affect either the containment structural integrity or leak tightness prior to a Type A leakage test.                        ANSI /ANS 56.8 further states that failure of any Type A, B, or C leakage test must be assessed for reporting required by 10 CFR 50.72 and 10 CFR 50.73.                                                                                                                          This change is acceptable because                                  reporting will now be required when degradation of the primary containment structure is significant enough to warrant reporting in accordance with 10 CFR 50.72 or a                                                                                license event report (LER) per 10 CFR 50.73.                                                                                                                                    This is also            acceptable because the special reporting requirements of CTS 4.6.1.5                                                                                                              .2 are not necessary to assure operation in a safe manner.                        Therefore, this change has no impact on the safe operation of the plant.                                                                              This change is designated as less restrictive because Surveillances which are required in the CTS will not be required in the ITS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 5 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.1,                                                                                                                                  PRIMARY CONTAINMENT
 
L03                                                                                                (Category 5 -                                                        Deletion of Surveillance Requirement)  CTS 4.6.2.1.f requires obtaining NRC review and approval of subsequent test schedules following any failure of a drywell to suppression chamber bypass leak test. ITS does not retain the requirement for this request. This changes the CTS by deleting the requirement to obtain NRC review and approval of test schedule for subsequent drywell to suppression chamber bypass leak tests.
 
The purpose of CTS 4.6.2.1.f is to require performance of a drywell                                                                                                              -to-suppression chamber bypass leak test            at specified Frequencies.                        ITS 3.6.1.1.2 continues to require performance of a drywell                                  -to-                                            suppression chamber bypass leak test at specified Frequencies. Reporting of the failure of any bypass leak test is adequately addressed by appropriate compliance with 10                                            CFR                            50.72(b)(3)(ii)(A)                                                                                                              and 50.73(a)(2)(ii)(A).                                                                        10 CFR 50.72(b)(3)(ii)                                          (A) requires a verbal notification to the NRC in the event a principal safety barrier is seriously degraded.                                                                                                                  10 CFR 50.73(a)(2)(ii)(A) requires a                                                                                                        licensee event report (LER            )              to be submitted for any event or condition  that resulted in the nuclear power plant, including its principal safety barriers, being seriously degraded.
Compliance with these requirements will ensure that the NRC is informed, as appropriate, of significant test failures.                        Review of the acceptability of any subsequent revision to the normal test schedule is at the discretion of the NRC, including the Resident Inspector.                                                                                          Explicit approval is not deemed necessary in light of these controls.                        These details are not required to be in the ITS to provide adequate protection of the public health and safety because any necessary test schedule revisions will continue to be                                                                                                    under the oversight of the NRC via onsite inspection. This approach provides an effective leve                      l of regulatory control and provides for a more appropriate test scheduling process.              The level of safety of facility operation is unaffected by the change                                                                                                              because there is no change in the requirement to promptly report significant safety compromises.              Furthermore, NRC and PSEG          resources associated with processing test schedule approvals will be reduced.                                                                    This change is designated as less restrictive becaus e Surveillances Requirements which are required in the CTS will not be required in the ITS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 6 of 6 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS                                                                                                                                                                                                  Primary Containment 3.6.1.1
 
3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.1.1                                                                    Primary Containment
 
3.6.1.1 4.6.1.1                    LCO  3.6.1.1                                                                                                                                            Primary containment shall be OPERABLE.
3.6.1.5 3.6.2.1
 
APPLICABILITY              APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                REQUIRED ACTION                                                            COMPLETION TIME
 
3.6.1.1 Action 3.6.1.2 Action a              A.                  Primary containment                                A.1                                                                      Restore primary  1 hour 3.6.1.5 Action                          inoperable.                                                                        containment to OPERABLE 3.6.2.1 Action c                                                                                                          status.
 
B.                  Required Action and                                B.1                                                                      Be in MODE 3. 12                                            hours 3.6.1.1 Action                          associated Completion 3.6.1.5 Action                          Time not met.                                                  AND
 
B.2                                                                      Be in MODE 4. 36                                            hours
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                      FREQUENCY
 
4.6.1.2.a                      SR  3.6.1.1.1                                                                                                                    Perform required visual examinations and leakage In accordance 4.6.1.5.1                                                                  rate testing except for primary containment air lock                                                                            with the Primary testing, in accordance with the Primary Containment                                                                              Containment Leakage Rate Testing Program.                                                                                                    Leakage Rate Testing Program
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                    Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                      Primary Containment 3.6.1.1
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                        FREQUENCY
 
4.6.2.1.f                      SR  3.6.1.1.2                                                                                                                    Verify drywell to suppression chamber differential [ [18] months 4    pressure does not decrease at a rate > [0.25] inch                                                                                                                                                2 water gauge per minute tested over a [10]                                            minute                                        OR period at an initial differential pressure of [1] psid.
0.80                                        In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                              2
 
AND
 
                                                                                                                                                                                                              --------NOTE            --------
Only required after two consecutive tests fail and continues until two consecutive tests pass
 
[9] months                                                      2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                    Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.1, PRIMARY CONTAINMENT
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are r        emoved, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Bases Justification for Deviations (JFDs)
 
Primary Containment B 3.6.1.1
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.1  Primary Containment
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                The function of the primary containment is to isolate and contain fission products released from the Reactor Primary System following a design basis loss of coolant accident (LOCA) and to confine the postulated release of radioactive material. The primary containment consists of a steel lined, reinforced concrete vessel, which surrounds the Reactor Primary System and provides an essentially leak tight barrier against an uncontrolled release of radioactive material to the environment.
 
The isolation devices for the penetrations in the primary containment boundary are a part of the containment leak tight barrier. To maintain this leak tight barrier:
: a.                                  All penetrations required to be closed during accident conditions are either:
: 1.                                  Capable of being closed by an OPERABLE automatic containment isolation system or
: 2.                                  Closed by manual valves, blind flanges, or de        -activated automatic valves secured in their closed positions, except as provided in LCO 3.6.1.3, "Primary Containment Isolation Valves (PCIVs),"
: b.                                  The primary containment air lock is OPERABLE, except as provided in LCO 3.6.1.2, "Primary Containment Air Lock,"
and sealed                                                  (e.g., welds,
: c.                                    All equipment hatches are closed,                                          and bellows, or 0-rings)  1 each
[ d.            The                                                                    pressurized sealing mechanism associated with a penetration is 2 OPERABLE,                          except as provided in LCO                                3.6.1.[  ]. ]
 
This Specification ensures that the performance of the primary containment, in the event of a Design Basis Accident (DBA), meets the assumptions used in the safety analyses of References 1 and 2.
SR 3.6.1.1.1 leakage rate requirements are in conformance with 10                                            CFR                            50, Appendix J, Option [A]                                                      [B] (Ref. 3), as modified by approved 2 exemptions.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                      Revision XXX Primary Containment B 3.6.1.1
 
BASES
 
APPLICABLE                                                                                                                                    The safety design basis for the primary containment is that it must SAFETY                                                                                                                                                                                                                  withstand the pressures and temperatures of the limiting DBA without ANALYSES                                                                                                                                                                      exceeding the design leakage rate.
 
The DBA that postulates the maximum release of radioactive material within primary containment is a LOCA. In the analysis of this accident, it is assumed that primary containment is OPERABLE such that release of fission products to the environment is controlled by the rate of primary containment leakage.
 
Analytical methods and assumptions involving the primary containment are presented in References 1 and 2. The safety analyses assume a nonmechanistic fission product release following a DBA, which forms the basis for determination of offsite doses. The fission product release is, in turn, based on an assumed leakage rate from the primary containment.
OPERABILITY of the primary containment ensures that the leakage rate assumed in the safety analyses is not exceeded.
 
0.5    The maximum allowable leakage rate for the primary containment (La) is 50.6    [1.2]%            by weight of the containment air per 24                                          hours at the design basis LOCA maximum peak containment pressure (Pa) of [57.5]          psig [or                                                                            2
[0.84]% by weight of the containment air per 24                                                        hours at the reduced pressure of Pt ([28.8] psig)] (Ref. 1).
 
Primary containment satisfies Criterion 3 of 10                                                        CFR 50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Primary containment OPERABILITY is maintained by limiting leakage to 1.0 La, except prior to the first startup after performing a required Primary Containment Leakage Rate Testing Program leakage test. At this time the applicable leakage limits must be met.
 
Compliance with this LCO will ensure a primary containment configuration, including equipment hatches, that is structurally sound and that will limit leakage to those leakage rates assumed in the safety analyses.
 
Individual leakage rates specified for the primary containment air lock are addressed in LCO 3.6.1.2.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a DBA could cause a release of radioactive material to primary containment. In MODES 4 and                      5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations of these MODES. Therefore, primary containment is not required to be OPERABLE in MODES 4 and 5 to prevent leakage of radioactive material from primary containment.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                              Revision XXX Primary Containment B 3.6.1.1
 
BASES
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
In the event primary containment is inoperable, primary containment must be restored to OPERABLE status within 1                    hour. The 1                                                                                                    hour Completion Time provides a period of time to correct the problem commensurate with the importance of maintaining primary containment OPERABILITY during MODES 1, 2, and 3. This time period also ensures that the probability of an accident (requiring primary containment OPERABILITY) occurring during periods where primary containment is inoperable is minimal.
 
B.1 and B.2
 
If primary containment cannot be restored to OPERABLE status within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours and to MODE 4 within 36                                            hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.1.1.1 REQUIREMENTS Maintaining the primary containment OPERABLE requires compliance with the visual examinations and leakage rate test requirements of the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.            Failure to meet air lock leakage testing (SR 3.6.1.2.1), [secondary containment bypass leakage (SR 3.6.1.3.12),] [resilient seal primary containment purge valve                                                      2 11  leakage testing (SR 3.6.1.3.7),] or main steam isolation valve leakage (SR 3.6.1.3.13)                                                        does not necessarily result in a failure of this SR. The 3 impact of the failure to meet these SRs must be evaluated against the Type                                            A, B, and C acceptance criteria of the Primary Containment Leakage Rate Testing Program. As left leakage prior to the first startup after performing a required Primary Containment Leakage Rate Testing Program leakage test is required to be <                    0.6 La for combined Type                                            B and                                                                  C leakage, and [< 0.75                                            La for Option A] [                                0.75 La for Option B] for 2 overall Type                                            A leakage. At all other times between required leakage rate tests, the acceptance criteria is based on an overall Type A leakage limit of  1.0 La. At  1.0 La the offsite dose consequences are bounded by the assumptions of the safety analysis. The Frequency is required by the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Regulatory Guide 1.163 and NEI 94-01 include acceptance criteria for as-left and as-found Type A leakage rates and combined Type B and C                                                              4 leakage rates, which may be reflected in the Bases.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.1-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                Revision XXX Primary Containment B 3.6.1.1
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SR  3.6.1.1.2
 
Maintaining the pressure suppression function of primary containment requires limiting the leakage from the drywell to the suppression chamber.
Thus, if an event were to occur that pressurized the drywell, the steam would be directed through the downcomers into the suppression pool.
This SR measures drywell to suppression chamber differential pressure during a [10]                                            minute period to ensure that the leakage paths that would bypass the suppression pool are within allowable limits.
 
Satisfactory performance of this SR can be achieved by establishing a known differential pressure between the drywell and the suppression 4    chamber and verifying that the pressure in either the suppression chamber or the drywell does not change by more than [0.25]                      inch of water per minute over a 10 minute period.  [ The leakage test is performed every [18                                          months]. The [18                                          month] Frequency was developed considering it is prudent that this Surveillance be performed during a unit                                                                                2 outage and also in view of the fact that component failures that might have affected this test are identified by other primary containment SRs.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                          -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                                  -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                          4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                          ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
Two consecutive test failures, however, would indicate unexpected primary containment degradation; in this event, as the Note indicates, increasing the Frequency to once every [        9 months] is required until the                                                                            2 situation is remedied as evidenced by passing two consecutive tests.
U REFERENCES                                                                                                          1.                                  FSAR, Section [6.2].                  1      2 U                                                Chapter
: 2.                                  FSAR, Section                                            [15.1.39]. 1 2
: 3.                                  10                                            CFR                            50, Appendix J, Option [A][                                                      B]. 2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.1-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.1 BASES, PRIMARY CONTAINMENT
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                          ISTS)                          Bases that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                    Changes are made to be consistent with changes made to the Specification.
: 4.                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1.1, PRIMARY CONTAINMENT
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 2
 
ITS 3.6.1.2,                            Primary Containment Air Lock
 
Current Technical Specification (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                          CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                  A01                                                                                                                                                  ITS 3.6.1.2 3.6
 
3.6.1.2                PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCKS
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION 2                  The                                                                                                                                          .
 
LCO 3.6.1.2                      3.6.1.3                                                                                                    Each primary containment air lock shall be OPERABLE with:
LA01
: a.                                                                                                                      Both doors closed except when the air lock is being used for normal transit entry and exit through the containment, then at least one air lock door shall be closed, and
: b.                                                                                                                      An overall air lock leakage rate in accordance with the Primary Containment                                                                                      A02 Leakage Rate Testing Program.                                                                                                                                                                                            See ITS 5.5                                    L01 APPLICABILITY                      APPLICABILITY:                                                                              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2*                                                                  and 3.      MODES Add proposed ACTIONS Note 1                                                                                                                                                                                              A03 ACTION:
Add proposed ACTIONS Note 2
: a.                                                                                                                      With one primary containment air lock door inoperable:                        .
ACTION A                                                                                    Add proposed Required Action A.1 Note 1 and Note 2                                                                                                                                                                                                      L02 within 1 hour Required Action A.1                                      Verify          1.                                                                                                                      Maintain                      at least            the OPERABLE air lock                                      door closed and either restore Required Action A.2                                                                  is          the inoperable air lock door to OPERABLE status  within 24                                                                                                                                                                                  hours or lock A04 M01 the OPERABLE air lock                                      door closed.
Add proposed Required Action A.3 Note                                                                                                                                L02
: 2.                                                                                                                      Operation may then continue until performance of the next required Required Action A.3                                                                              overall air lock leakage test provided that                                                                              the OPERABLE air lock                                      door is                                                    A05 verified to be                      locked closed at least          once per 31                                                        days.                          And verify Add proposed A                    CTION B                                                                                                  L03 ACTION D                                                                    3.                                                                                                                      Otherwise,                                  be in at least            HOT SHUTDOWN within the next            12                                            hours and A01 in COLD SHUTDOWN                            within the following                                            24                                            hours. MODE 3 Be                                              MODE 4                                                                                          36                              Add proposed Required Action                                      C.1        M02
: b.                                                                                                                      With the                                                                                                  primary containment air lock inoperable,                        except as a result of an ACTION C                                                                    inoperable air lock door, maintain at least one air lock door closed;                                            restore the Required Action C.2                            AND Verify a                                                                                                                                                                                                                                                          within 1 hour Required Action C.3                                                          inoperable                      air lock to OPERABLE status within 24 hours or be in at least                                            HOT                                                                                                                        M01 ACTION D                                            MODE 3                  SHUTDOWN                            within the next            12                                            hours and in COLD SHUTD                                OWN within the                                                                  A01 following                                            24                                            hours.        Be            MODE 4                        is 36
 
A06
* See Special Test Exception 3.10.1.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 180 ITS                                CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                A01                                                                                                                                                                                  ITS 3.6.1.2
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
4.6.1.3  Each primary containment air lock shall be demonstrated OPERABLE:
SR 3.6.1.2.1                                                                                          Perform required pr                              imary containment air lock SR 3.6.1.2.1                                                        a.                                                                              By verifying seal leakage rate in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.                                                                                                      testing
 
SR 3.6.1.2.1                                                        b.                                                                                                                      By conducting an overall air lock leakage test            in accordance with                                  the Primary Containment Leakage Rate Testing Program .
SR 3.6.1.2.2 SR 3.6.1.2.2                                                        c.                                                                                        In accordance with the Surveillance Frequency Control Program  by verifying                                            that only one door in each                                                        air lock can be opened at a time.**
the primary containment Add proposed SR 3.6.1.2.1 Note 1                                                                                                                                                                                                                                                                      A07
 
Add proposed SR 3.6.1.2.1 Note 2                                                                                                                                                                                                                                                                      A08
 
____________________                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                M03
 
                                        **                                                                                        Except that the inner door need not be opened to verify interlock OPERABILITY when the primary containment is inerted, provided that the inner door interlock is tested within 8 hours after the primary containment has been de-inerted.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187
 
A01                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                ITS 3.6.1.2
 
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HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  3/4 6-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 134
 
DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                                                      In the conversion                                                                                                              of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433                                  , Rev.            5.0, "Standard Technical Specifications -            General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.1.3                                                                                                                        uses the term "OPERATIONAL CONDITION(S).                        "  ITS                      3.6.1.2                                                                                                                          uses the term "MODE(S).                        "This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.6.1.3                                                                                                                                                          is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE) in which the specification is required. This change is acceptable because the CTS definition of an Operational Condition, "any one inclusive combination of mode switch position and average reactor coolant temperature as specified in Table 1.2,                                                                                        "              and the ITS definition of "MODE,              "              corresponds to "any one inclusive combination of mode switch position, average reactor coolant temperature, and reactor vessel head closure bolt tensioning specified in Table                      1.1-1 with fuel in the reactor vessel, define similar conditions. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS .
 
A03                                                ITS 3.6.1.2, ACTIONS Note 2 and ITS Surveillance Requirement (            SR)              3.6.1.2.1, Note                                                        2, are added to enter applicable Conditions and Required Actions of Limiting                                            Condition for Operation (LCO)              3.6.1.1, "Primary Containment," when air lock leakage results in exceeding overall containment leakage rate acceptance criteria or to evaluate the leakage rate against SR 3.6.1.1.1 acceptance criteria, respectively. This changes the CTS by providing spec                      ific requirement                                                        to enter LCO 3.6.1.1 when required based on exceeding overall containment leakage rate acceptance criteria                      or evaluate leakage                                                                                                                                    based on SR 3.6.1.1.1 criteria.
 
This additional information facilitates the use and understanding of the intent of the requirements.                        The additional information is outlined as follows:  Actions Note                                                      2 considers the primary containment inoperable in the event air lock leakage rate exceeds                                                                  the Appendix J acceptance criteria for overall containment leakage.                                                                              SR 3.6.1.2.1 Note                                                                                                                                                          2 provides that leakage rate results shall be evaluated against acceptance criteria applicable to SR 3.6.1.1.1.                                                                                                                                                                        These clarifications are consistent with the CTS intent and interpretation and are therefore administrative changes.These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A04                                                CTS 3.6.1.3 Action a.1 states in part, to either restore the inoperable air lock door to OPERABLE status within 24 hours or lock the OPERABLE air lock door closed. ITS 3.6.2 ACTION A does not contain the statement to restore the
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 8 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
inoperable air lock door to OPERABLE status. This changes CTS by not including the statement to restore the inoperable air lock door to OPERABLE status.
 
The purpose of CTS 3.6.1.3 Action a.1 is to provide acceptable remedial actions when one primary containment air lock door is inoperable.                        ITS                      3.6.1.2 ACTION A continues to provide acceptable remedial actions for one inoperable primary containment air lock door. This change is acceptable because the requirements have not changed. Restoration to compliance with the LCO is always an available success path and it is the convention in the ITS to not state such "restoration" options explicitly unless it is the only action or is required for clarity.
This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A05                                                CTS 3.6.1.3 Action a.2 states that with one inoperable primary containment air lock door inoperable and the OPERABLE air lock door locked closed, operation may then continue until performance of the next required overall air lock leakage test provided that the OPERABLE air lock door is verified to be locked closed at least once per 31 days. ITS 3.6.1.2 ACTION A provides a similar requirement for verifying the OPERABLE air lock door is locked closed but excludes the statement,                                                        "Operation may then continue until performance of the next required overall air lock leakage test provided that.                                                                            "This changes the CTS by removing a statement associated with continued operation if an                        action is taken.
 
The purpose of CTS 3.6.1.3 Action a.2                                  is to provide acceptable remedial actions when one primary containment air lock door is inoperable. ITS  3.6.1.2 ACTION A continues to provide acceptable remedial actions for one inoperable primary containment air lock door. The performance of an overall airlock leakage test is required by 10 CFR 50, Appendix J. Option B.              This requirement is embodied in ITS SR 3.6.1.2.1.                                  The intent of the CTS limitation is based on the presumed inability to perform the overall airlock leakage test with an inoperable door.
Because                      the required test could not be performed with an inoperable air lock door, and a plant shutdown woul d be required (based on entry into ITS Condition C and subsequent entry into Condition D), this restriction on continued operation need not be explicitly stated. Restoring the airlock door prior to the required overall air lock test is inherently required                                            as a result of the required testing.
Therefore, no change in operational requirements or intent is made.                                                                                            The proposed revision to eliminate a specific restriction on continued operation is an administrative change with no impact on safety.                        This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A06                                                CTS 3.6.1.3, footnote
* to the Applicability, references CTS Special Test Exception 3.10.1. ITS 3.6.1.2 does not include this reference. This changes the CTS by excluding a refence to                                                                  CTS Special Test Exception 3.10.1.
 
The purpose of CTS 3.6.1.3, footnote
* is to provide information associated with Special Test Exceptions. ITS 3.0.7 adequately prescribes the use of the Special Operations LCOs and eliminates the need for this "cross reference."  Elimination of this reference is an administrative change with no impact on safety. This
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 8 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A07                                                CTS 4.6.1.3.a and CTS 4.6.1.3.b require air lock leakage rate testing in accordance with the Containment Leakage Rate Testing Program.                        ITS SR 3.6.1.2.1 requires similar testing, but is modified by Note 1, which states "An inoperable air lock door does not invalidate the previ ous successful performance of the overall air lock leakage test."            This changes the CTS by adding a Note stating that either air lock door is capable of providing a fission product barrier in the event of a Design Basis Accident (DBA).
 
The purpose of CTS 4.6.1.3.a and CTS 4.6.1.3.b is to ensure that the structural integrity of the containment air locks will be maintained comparable to the original design standards for the life of the facility.                        This change is acceptable because it provides clarification that the previous overall containment air lock leakage test remains valid when one air lock door is found inoperable, consistent with current requirements and practices.                        One inoperable door does not invalidate the test for the overall air lock leakage test because the second door is still capable of performing the safety function.                                                                    This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A08                                                CTS 4.6.1.3.b requires demonstrating each containment air lock is OPERABLE by verifying leakage rates are in accordance with the Containment Leakage Rate Testing Program.                        ITS SR 3.6.1.2.1 requires the same test but adds a Note (SR 3.6.1.2.1 Note 2) requiring that the results be evaluated against acceptanc                                                                                                    e criteria of ITS SR 3.6.1.1.1.                                                                                                                                                                      This changes the CTS by specifically requiring verification of the air lock leakage rates results            against the overall                                                                                        Containment leakage rates.
 
The purpose of leak rate testing requirements for air lock leakage (Type B leakage test) is to verify that the air lock leakage does not exceed the allowed fraction of the overall containment leakage rate.                                                                              Evaluating the containment air lock leakage with the containment leakage rates ensures that the air lock leakage is accounted                      for in determining the combined Type B and C containment leakage rates                                                      . In the CTS, this evaluation is performed as part of the Containment Leakage Rate Testing Program but is not specifically addressed in CTS 4.6.1.3.b. This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
M01                                          CTS 3.6.1.3 Action                                            a.1                                requires, in part, to maintain at least the OPERABLE air lock door closed when one containment air lock door is inoperable. CTS 3.6.1.3 Action                                                                      b requires, in part, to maintain at least one air lock door closed when the containment air lock is inoperable. These CTS actions do not state a Completion Time. ITS 3.6.1.2 ACTIONS A and C require similar actions (Required Action A.1 and C.2, respectively), and require verifying the door is closed in the affected air lock within 1 hour. This changes the CTS by adding a new Completion Time.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 8 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
The purpose of CTS 3.6.1.3 Actions a.1 and b, and ITS 3.6.1.2 Required Actions A.1 and C.2 is to verify that the overall leakage rate aspect of containment OPERABILITY is met in the event an airlock  or airlock door is inoperable for a reason other than an inoperable interlock mechanism. This change is acceptable because prompt action is needed to ensure the integrity of containment is maintained. Furthermore, the one-hour Completion Time is commensurate with the Completion Time in ITS 3.6.1 (CTS 3.6.1.1) for restoring containment to OPERABLE status when the containment is inoperable.                                              This change is considered more restrictive because it provides a new Completion Time.
 
M02                                          CTS 3.6.1.3 Action                                            b requires maintaining at least one air lock door closed and restoration of an inoperable air lock within 24 hours. ITS 3.6.2 ACTION C includes similar requirements but also requires                                  initiation of action to evaluate overall containment leakage rate per LCO 3.6.1.1, immediately  when one or more containment air locks are inoperable for reasons other than Condition A or B. This changes the CTS by adding a new Required Action.
 
The purpose of ITS 3.6.1.2 Required Action C.1 is to verify that the overall leakage rate aspect of containment OPERABILITY is met in the event an airlock is inoperable for a reason other than one door or an interlock mechanism being inoperable. This change is acceptable because if the inoperability is something that could cause the overall containment leakage rate limits to be exceeded, this should be evaluated immediately, commensurate with the importance of the limits. This change is considered more restrictive because it provides a new Required Action.
 
M03                                          CTS 4.6.1.3.c                                                                                                                                                requires testing the airlock interlock mechanism, such that only one door can be opened at a time in accordance with periodic Frequency specified in accordance with the Surveillance Frequency Control Program (SFCP). Footnote ** to CTS 4.6.1.3.c states, Except that the inner door need not be opened to verify interlock OPERABILITY when the primary containment is inerted, provided that the inner door interlock is tested within 8 hours after the primary containment has been de-inerted. ITS SR 3.6.1.2.2 similarly requires verifying only one door in the primary containment air lock can be opened at a time in accordance with the SFCP but does not include the footnote. This changes the CTS by eliminating the footnoted allowance requiring the Surveillance to be performed within the Frequency specified in the SFCP.
 
The purpose of CTS 4.6.1.3.c is to ensure the primary containment door interlock mechanism is OPERABLE preventing both primary c ontainment air lock doors (i.e, inner and outer doors) from being open simultaneously. The purpose of CTS 4.6.1.3.c footnote ** is to allow testing of the interlock mechanism as much as possible without jeopardizing the safety of the personnel performing the test by preventing exposure to an inerted primary containment atmosphere or require de-inerting the primary containment while online to perform the test at the specified Frequency. The current allowance is unnecessary because the Surveillance can be performed without opening the inner primary containment airlock door and jeopardizing the safety of the personnel performing the test.
CTS 4.6.1.3.c footnote ** was initially necessary when the F                                                                                                                                                requency              was
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 4 of 8 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
specified in the Technical Specifications as every 6 months, requiring testing of the interlock while at power with primary containment inerted. HCGS controls periodic Frequencies for Surveillances in accordance with the SFCP per CTS 6.8.4.j (ITS 5.5.13). HCGS adopted the Surveillance                        Frequency Control Program via License Amendment 187 (ADAMS Accession No ML110980151) at which time the STI for CTS 4.6.1.3.c was at least once per 6 months (ADAMS Accession No. ML100900224).
 
Technical Specification Task Force (TSTF) Traveler TSTF-17-A, Rev. 2, which was approved by the NRC in November 1999, changed the airlock interlock mechanism test Frequency from 184 days (6 months) to 24 months in the ISTS NUREGs in Revision 2. As stated in TSTF-17-A, historically, the frequency of the airlock interlock mechanism verification has been chosen to coincide with the frequency of the overall airlock leakage test. According to 10 CFR 50, Appendix J, Option B, the overall airlock leakage test frequency is up to maximum of 30 months.
 
Since Surveillance Frequencies specified in accordance with the SFCP may be determined acceptable using the guidance of NEI 04-10, "Risk                                                                                -Informed Method for Control of Surveillance Frequencies," Revision 1, as required by CTS 6.8.4.j, it is no longer necessary to specify a                      note allowing time after de-inerting to perform the Surveillance Requirement. For the reasons stated herein, the CTS allowance of 4.6.1.3, footnote **, is deleted since the interlock testing can be performed by methods other than opening the airlock inner door to verify that only one door can be opened at a time and it has previously been determined acceptable by the NRC to perform the Surveillance at a Frequency consistent with a refueling interval when the primary containment is de-inerted. This change is designated as more restrictive because an exception to surveillance frequency is being deleted from the CTS.
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
LA01                                                                      (Type 3 -                                                                                                    Removing Procedural Details for Meeting TS Requirements or Reporting Requirements)  CTS 3.6.1.3.a requires the primary containment airlock to be                                                                                        OPERABLE                          and provides details of what constitutes OPERABILITY. ITS 3.6.1.2 requires the primary containment airlock to be                                                                                                                                                            OPERABLE                          but does not define details of OPERABILITY. This changes the CTS by moving the procedural detail to the ITS                                                                                                                          Bases.
 
The removal of these details for determining OPERABILITY            from the Technical Specifications is acceptable because                      this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety.            The ITS still retains the requirement for air lock OPERABILITY,                          continuing to assure protection of the public health and safety                                                                                                                                    .
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 5 of 8 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
Also, this change is acceptable because these types of procedural details will be adequately controlled in the ITS Bases.              Changes to the Bases are controlled by the Technical Specification Bases Control Program in Chapter 5.                                                          This program provides for the evaluation of changes to ensure the Bases are properly controlled.                                                        This change is designated as a less restrictive removal of detail change because procedural details for meeting Technical Specification requirements are being removed from the Technical Specifications.
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                      (Category 4 -                                                        Relaxation of Required Action)  ITS 3.6.1.2, A                      CTIONS Note 1, is added to allow entry through a closed or locked air lock door for the purpose of making repairs. If the outer door is inoperable, then it may be easily accessed for repair. If the inner door is inoperable, however, this change allows entry through the outer door, which means there is a short time during which the primary containment boundary is not intact (during access through the outer door). This changes the CTS by allowing air lock door access to perform repairs when closed to comply with a Required Action.
 
This proposed allowance will have strict administrative controls, which are detailed in the Bases. A dedicated (i.e., not involved with any repair or other maintenance effort) individual will be assigned to ensure: 1) the door is opened only for the period of time required to gain entry into or exit from the air lock, and
: 2) any OPERABLE            door is relocked prior to the departure of the dedicated individual.
 
Repairs are directed towards reestablishing two  OPERABLE doors in the air lock.
CTS Actions, in some circumstances, allow indefinite operation with only one OPERABLE door locked closed.                                                                    Two OPERABLE closed doors is an improvement on safety over one OPERABLE                                                                                          door locked closed. By not allowing access to make repairs, the CTS Actions could result in an inability to establish and maintain this highest level of safety possible (two OPERABLE doors closed) without a forced plant shutdown.                                              Furthermore, the overall air lock leakage rate                                  test is required to be performed periodically                                                      . This could eventually result in a plant shutdown from the inability to properly perform this test due to the inability to affect repairs to the inoperable door.
 
Allowing entry and exit                                      to perform maintenance                                                                                                                          is proposed based on the expected result of restoring two OPERABLE                                  doors to the air lock.                        Restricting this access to make repairs of an inoperable door or air lock ensures this allowance applies only towards meeting this goal.                        This change is acceptable due to the low probability of an event that could pressurize the primary containment during the short time in which the containment integrity is compromised,                        and the increased safety attained                                            by completing repairs such that two OPERABLE                                  doors can be closed. This change is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                                      (Category 4 -                                                        Relaxation of Required Action)            CTS 3.6.1.3                                                                                                              ACTION a.1                                  states "With one primary                                                                                                                        containment air lock door            inoperable, maintain at least the
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 6 of 8 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
OPERABLE air              lock door closed and either restore the inoperable air lock door to OPERABLE status within 24 hours or lock the OPERABLE air lock door closed" and                                                                  "Operation may then continue                                                                  until performance of the next required overall air lock leakage test provided that the OPERABLE air lock door is verified to be locked closed at least once per 31 days."  ITS 3.6.1.2 ACTION A contains similar requirements, but contains two Required Action                                            Notes stating "Required                                            Actions A.1, A.2, and A.3 are not applicable if both doors in the same air lock are inoperable and Condition C is entered" and "Entry and exit is permissible for 7 days under administrative controls if air locks are inoperable."              Additionally, ITS 3.6.1.2 Required Action A.3 contains a Note stating "Air lock doors in high radiation areas may be verified locked closed by administrative means."              This changes the CTS by ensuring that only the Required Actions and associated Completion                                            Times of Condition C are required if both doors in the same air lock are inoperable, allowing use of the air lock for entry and exit for 7                                  days under administrative controls if both air locks have an inoperable door, and allowing air lock doors in high radiation areas to be verified locked close by administrative means.
 
The addition of ITS 3.6.1.2 Condition A, Required Action Note 1 is acceptable because                      it ensures that only the Required Actions and associated Completion Times of Condition C are performed if both doors in the same air lock are inoperable.                                  This is acceptable because                                                        Condition C contains the appropriate remedial actions to                                            take when both doors are inoperable.                                              The addition of ITS 3.6.1.2 Condition A,                                                                                                              Required Action Note 2 is acceptable because                                                                                                    it allows entry and exit to perform Technical Specification Surveillance and Required Actions                                            as well as other activities on equipment inside containment that are required by Technical Specifications or activities on equipment that support Technical Specification                                            required equipment.                                                                                This change is acceptable because the time duration is short            and the doors are opened under administrative controls. The addition of ITS 3.6.1.2 Required Action A.3 Note is acceptable because                      it allows verifying air lock door status in high radiation areas by administrative means.                        Additionally, this change is acceptable because                                                        access to these areas is typically restricted and the                                                                                        probability of a misalignment of the doors is small.                        These changes are                      designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L03                                                                                                                      (Category 4 -                                                        Relaxation of Required Action)            CTS 4.6.1.3.c requires verification that only one air lock door can be opened at a time. If not met, both air lock doors would be declared inoperable and the actions of CTS 3.6.1.3.b initiated.
ITS 3.6.1.2 contains specific actions for an inoperable air loc k interlock mechanism (Condition B). This changes the CTS by providing specific actions associated with an inoperable air lock interlock mechanism.
 
The purpose of the air lock interlock mechanism is to prevent simultaneous opening of both doors in the air lock. Similar to ITS 3.6.1.2 Condition A, Condition B requires an OPERABLE air lock door to be closed within 1 hour, the door to be locked in the closed position within 24 hours, and verification that the door remains locked closed once every 31 days.              Also similar to Condition A, the Condition B Required Actions are modified by Note 1                                  stating that the Condition B
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 7 of 8 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.2,                                                                                                                                    PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
Required Actions are not applicable if both air lock doors are inoperable and Condition C is entered                                            and Note 2 allowing entry and exit under  the control of dedicated individual (administrative controls) . ITS 3.6.1.2, Required Action B.3 is modified by a Note equivalent to ITS 3.6.1.2, Required Action A.3, allowing verification of the locked closed door by administrative means if the door is located in a high radiation area or an area with limited access due to inerting conditions.            The addition of ITS 3.6.1.2, Condition B, provides reasonable remedial actions to address an inoperable air lock interlock mechanism while potentially avoiding unit            shutdown (Condition D) if the mechanism cannot be restored to an OPERABLE status within 24 hours (Condition C). This                                                                                change                                                                                        is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 8 of 8 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS                                                                                                                                                        Primary Containment Air Lock 3.6.1.2
 
3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.1.2                                                                    Primary Containment Air Lock
 
3.6.1.3                LCO  3.6.1.2                                                                                                                                            The primary containment air lock shall be OPERABLE.
 
APPLICABILITY          APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3.
 
ACTIONS
                        -----------------------------------------------------------NOTES                              ----------------------------------------------------------
DOC L01                1.                                    Entry and exit is permissible to perform repairs of the air lock components.
 
DOC A03                2.                                    Enter applicable Conditions and Required Actions of LCO 3.6.1.1, "Primary Containment,"
when air lock leakage results in exceeding overall containment leakage rate acceptance criteria.
 
CONDITION                                                        REQUIRED ACTION                                                    COMPLETION TIME
 
Action a.1                  A.                  One primary                                  -------------------NOTES              ------------------
containment air lock                                      1.      Required Actions A.1, A.2, door inoperable.                                                and                                                                  A.3 are not applicable if both DOC L02                                                                                            doors in the air lock are inoperable and Condition C is entered.
: 2.      Entry and exit is permissible for 7 days under administrative controls.
 
A.1                                                                          Verify the OPERABLE door 1 hour is closed.
 
AND
 
A.2                                                                      Lock the OPERABLE door 24                                            hours closed.
 
AND
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.2-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                        Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                  Primary Containment Air Lock 3.6.1.2
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                    REQUIRED ACTION                                                                COMPLETION TIME
 
A.3                                                                        ---------------NOTE                          --------------
Air lock doors in high DOC L02                                                                                                                            radiation areas or areas with limited access due to inerting may be verified locked closed by administrative means.
 
Action a.2                                                                                                                                                                                                                                Verify the OPERABLE door Once per 31 days is locked closed.
 
DOC L03                        B.                  Primary containment air                                  -------------------NOTES              ------------------
lock interlock                                                      1.      Required Actions B.1, B.2, mechanism inoperable.                                                      and                                                                  B.3 are not applicable if both doors in the air lock are inoperable and Condition C is entered.
: 2.      Entry into and exit from containment is permissible under the control of a dedicated individual.
 
B.1                                                                      Verify an OPERABLE door 1 hour is closed.
 
AND
 
B.2                                                                      Lock an OPERABLE door 24                                            hours closed.
 
AND
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.2-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                          Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                          Primary Containment Air Lock 3.6.1.2
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                      REQUIRED ACTION                                                                  COMPLETION TIME
 
B.3                                                                        ---------------NOTE                          --------------
Air lock doors in high DOC L03                                                                                                                                radiation areas or areas with limited access due to inerting may be verified locked closed by administrative means.
 
Verify an OPERABLE door Once per 31 days is locked closed.
 
C.                Primary containment air                                      C.1                                                                    Initiate action to evaluate Immediately Action b                                  lock inoperable for                                                                          primary containment overall DOC M02                                    reasons other than                                                                          leakage rate per Condition                                            A or B.                                LCO 3.6.1.1, using current air lock test results.
 
AND
 
C.2                                                                    Verify a door is closed. 1 hour
 
AND
 
C.3                                                                    Restore air lock to        24                                            hours OPERABLE status.
[OR
 
In accordance with                                                                2 the Risk Informed Completion Time Program]
 
D.                Required Action and                                          D.1                                                                    Be in MODE 3.              12                                            hours Action a.3                                associated Completion Action b                                  Time not met.                                                          AND
 
D.2                                                                    Be in MODE 4.              36                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.2-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                              Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                    Primary Containment Air Lock 3.6.1.2
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                              FREQUENCY
 
4.6.1.3.a                                SR  3.6.1.2.1                                                                                              ------------------------------NOTES                            -----------------------------
4.6.1.3.b
: 1.                              An inoperable air lock door does not invalidate DOC A07                                                                                                            the previous successful performance of the overall air lock leakage test.
 
DOC A08                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        2.                              Results shall be evaluated against acceptance criteria applicable to SR 3.6.1.1.1.
 
Perform required primary containment air lock In accordance leakage rate testing in accordance with the Primary                                                                                                                          with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.                                                                                                                                    Containment Leakage Rate Testing Program
 
1 4.6.1.3.c                                SR  3.6.1.2.2                                                                                                                    Verify only one door in the primary containment air                                                      [ 24 months lock can be opened at a time.                                                                                                                                                                                                                                          2 OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                                                        2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.2-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                          Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.2, PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are r        emoved, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Bases Justification for Deviations (JFDs)
 
Primary Containment Air Lock B 3.6.1.2
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.2  Primary Containment Air Lock
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                One double door primary containment air lock has been built into the primary containment to provide personnel access to the drywell and to provide primary containment isolation during the process of personnel entering and exiting the drywell. The air lock is designed to withstand the same loads, temperatures, and peak design internal and external pressures as the primary containment (Ref. 1). As part of the primary containment, the air lock limits the release of radioactive material to the environment during normal unit operation and through a range of transients and accidents up to and including postulated Design Basis Accidents (DBAs).
 
Each air lock door has been designed and tested to certify its ability to withstand a pressure in excess of the maximum expected pressure following a DBA in primary containment. Each of the doors contains double gasketed seals and local leakage rate testing capability to ensure pressure integrity. To effect a leak tight seal, the air lock design uses pressure seated doors (i.e., an increase in primary containment internal pressure results in increased sealing force on each door).
8 ft 10.5 inches Each air lock is nominally a right circular cylinder, 10                                                      ft in diameter, with 1 doors at each end that are interlocked to prevent simultaneous opening.
The air lock is provided with limit switches on both doors that provide control room indication of door position.  [Additionally, control room indication is provided                                                                to alert the operator whenever an air lock interlock 2 mechanism is defeated.]  During periods when primary containment is not required to be OPERABLE, the air lock interlock mechanism may be disabled, allowing both doors of an air lock to remain open for extended periods when frequent primary containment entry is necessary. Under some conditions as allowed by this LCO, the primary containment may be accessed through the air lock, when the interlock mechanism has failed, by manually performing the interlock function.
 
The primary containment air lock forms part of the primary containment pressure boundary. As such, air lock integrity and leak tightness are essential for maintaining primary containment leakage rate to within limits in the event of a DBA. Not maintaining air lock integrity or leak tightness may result in a leakage rate in excess of that assumed in the unit safety analysis.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.2-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX Primary Containment Air Lock B 3.6.1.2
 
BASES
 
APPLICABLE                                                                                                                                          The DBA that postulates the maximum release of radioactive material SAFETY                                                                                                                                                                                                                      within primary containment is a LOCA. In the analysis of this accident, it ANALYSES                                                                                                                                                                      is assumed that primary containment is OPERABLE, such that release of fission products to the environment is controlled by the rate of primary 0.5    containment leakage. The primary containment is designed with a maximum allowable leakage rate (La) of 1.2% by weight of the                                                                                1 50.6  containment air per 24                                                        hours at the calculated maximum peak containment pressure (Pa) of 57.5                      psig (Ref. 3). This allowable leakage                                              1 rate forms the basis for the acceptance criteria imposed on the SRs associated with the air lock.
 
Primary containment air lock OPERABILITY is also required to minimize the amount of fission product gases that may escape primary containment through the air lock and contaminate and pressurize the secondary containment.
 
The primary containment air lock satisfies Criterion                    3 of 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    As part of the primary containment pressure boundary, the air lock's safety function is related to control of containment leakage rates following a DBA. Thus, the air lock's structural integrity and leak tightness are essential to the successful mitigation of such an event.
 
The primary containment air lock is required to be OPERABLE. For the air lock to be considered OPERABLE, the air lock interlock mechanism must be OPERABLE, the air lock must be in compliance with the Type                                          B air lock leakage test, and both air lock doors must be OPERABLE. The interlock allows only one air lock door to be opened at a time. This provision ensures that a gross breach of primary containment does not exist when primary containment is required to be OPERABLE. Closure of a single door in each air lock is sufficient to provide a leak tight barrier following postulated events. Nevertheless, both doors are kept closed when the air lock is not being used for normal entry or exit from primary containment.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a DBA could cause a release of radioactive material to primary containment. In MODES 4 and                      5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations of these MODES. Therefore, the primary containment air lock is not required to be OPERABLE in MODES 4 and 5 to prevent leakage of radioactive material from primary containment.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.2-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                        Revision XXX Primary Containment Air Lock B 3.6.1.2
 
BASES
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                      The ACTIONS are modified by Note                                1, which allows entry and exit to perform repairs of the affected air lock component. If the outer door is inoperable, then it may be easily accessed to repair. If the inner door is the one that is inoperable, however, then a short time exists when the containment boundary is not intact (during access through the outer door). The ability to open the OPERABLE door, even if it means the primary containment boundary is temporarily not intact, is acceptable due to the low probability of an event that could pressurize the primary containment during the short time in which the OPERABLE door is expected to be open. The OPERABLE door must be immediately closed after each entry and exit.
 
The ACTIONS are modified by a second Note, which ensures appropriate remedial measures are taken when necessary. Pursuant to LCO 3.0.6, actions are not required, even if primary containment is exceeding its leakage limit. Therefore, the Note is added to require ACTIONS for LCO 3.6.1.1, "Primary Containment," to be taken in this event.
 
A.1, A.2, and A.3
 
With one primary containment air lock door inoperable, the OPERABLE door must be verified closed (Required Action                                          A.1) in the air lock. This ensures that a leak tight primary containment barrier is maintained by the use of an OPERABLE air lock door. This action must be completed within 1 hour. The 1 hour Completion Time is consistent with the ACTIONS of LCO                                3.6.1.1, which requires that primary containment be restored to OPERABLE status within 1 hour.
 
In addition, the air lock penetration must be isolated by locking closed the OPERABLE air lock door within the 24                                                      hour Completion Time. The 24                                            hour Completion Time is considered reasonable for locking the OPERABLE air lock door, considering that the OPERABLE door is being maintained closed.
 
Required Action                                          A.3 ensures that the air lock with an inoperable door has been isolated by the use of a locked closed OPERABLE air lock door.
This ensures that an acceptable primary containment leakage boundary is maintained. The Completion Time of once per 31                                                                                                          days is based on engineering judgment and is considered adequate in view of the low likelihood of a locked door being mispositioned and other administrative controls. Required Action                                          A.3 is modified by a Note that applies to air lock doors located in high radiation areas or areas with limited access due to inerting and allows these doors to be verified locked closed by use of administrative controls. Allowing verification by administrative controls is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted.
Therefore, the probability of misalignment of the door, once it has been verified to be in the proper position, is small.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.2-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX Primary Containment Air Lock B 3.6.1.2
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
The Required Actions have been modified by two Notes. Note 1 ensures that only the Required Actions and associated Completion Times of Condition                                            C are required if both doors in the air lock are inoperable. With both doors in the air lock inoperable, an OPERABLE door is not available to be closed. Required Actions                                            C.1 and                                                                            C.2 are the appropriate remedial actions. The exception of Note 1 does not affect tracking the Completion Time from the initial entry into Condition A; only the requirement to comply with the Required Actions. Note                    2 allows use of the air lock for entry and exit for 7                                days under administrative controls. Primary containment entry may be required to perform Technical Specifications (TS) Surveillances and Required Actions, as well as other activities on equipment inside primary containment that are required by TS or activities on equipment that support TS-required equipment. This Note is not intended to preclude performing other activities (i.e., non-                                                                          TS-related activities) if the primary containment was entered, using the inoperable air lock, to perform an allowed activity listed above. This allowance is acceptable due to the low probability of an event that could pressurize the primary containment during the short time that the OPERABLE door is expected to be open.
 
B.1, B.2, and B.3
 
With an air lock interlock mechanism inoperable, the Required Actions and associated Completion Times are consistent with those specified in Condition                                            A.
 
The Required Actions have been modified by two Notes. Note 1 ensures that only the Required Actions and associated Completion Times of Condition                                            C are required if both doors in the air lock are inoperable. With both doors in the air lock inoperable, an OPERABLE door is not available to be closed. Required Actions C.1 and                                                                            C.2 are the appropriate remedial actions. Note 2 allows entry into and exit from the primary containment under the control of a dedicated individual stationed at the air lock to ensure that only one door is opened at a time (i.e., the individual performs the function of the interlock).
 
Required Action                                          B.3 is modified by a Note that applies to air lock doors located in high radiation areas or areas with limited access due to inerting and that allows these doors to be verified locked closed by use of administrative controls. Allowing verification by administrative controls is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted.
Therefore, the probability of misalignment of the door, once it has been verified to be in the proper position, is small.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.2-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Revision XXX Primary Containment Air Lock B 3.6.1.2
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
C.1, C.2, and C.3
 
If the air lock is inoperable for reasons other than those described in Condition                                            A or B, Required Action                                          C.1 requires action to be immediately initiated to evaluate containment overall leakage rates using current air lock leakage test results. An evaluation is acceptable since it is overly conservative to immediately declare the primary containment inoperable if both doors in an air lock have failed a seal test or if the overall air lock leakage is not within limits. In many instances (e.g., only one seal per door has failed), primary containment remains OPERABLE, yet only 1 hour (according to LCO 3.6.1.1) would be provided to restore the air lock door to OPERABLE status prior to requiring a plant shutdown. In addition, even with both doors failing the seal test, the overall containment leakage rate can still be within limits.
 
Required Action                                          C.2 requires that one door in the primary containment air lock must be verified closed. This action must be completed within the 1 hour Completion Time. This specified time period is consistent with the ACTIONS of LCO                                3.6.1.1, which require that primary containment be restored to OPERABLE status within 1 hour.
 
Additionally, the air lock must be restored to OPERABLE status within 24                                            hours [or in accordance with the Risk Informed Completion Time      2 Program]. The 24 hour Completion Time is reasonable for restoring an inoperable air lock to OPERABLE status considering that at least one door is maintained closed in the air lock.
 
D.1 and D.2
 
If the inoperable primary containment air lock cannot be restored to OPERABLE status within the associated Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours and to MODE 4 within 36 hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.1.2.1 REQUIREMENTS Maintaining primary containment air locks OPERABLE requires compliance with the leakage rate test requirements of the Primary Containment Leakage Rate Testing Program. This SR reflects the leakage rate testing requirements with respect to air lock leakage (Type B
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.2-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                        Revision XXX Primary Containment Air Lock B 3.6.1.2
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
leakage tests). The acceptance criteria were established                                                                [during initial air 4 lock and primary containment OPERABILITY testing]. The periodic testing requirements verify that the air lock leakage does not exceed the allowed fraction of the overall primary containment leakage rate. The Frequency is required by the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.
 
The SR has been modified by two Notes. Note 1 states that an inoperable air lock door does not invalidate the previous successful performance of the overall air lock leakage test. This is considered reasonable since either air lock door is capable of providing a fission product barrier in the event of a DBA. Note 2 has been added to this SR requiring the results to be evaluated against the acceptance criteria which is applicable to SR 3.6.1.1.1. This ensures that air lock leakage is properly accounted for in determining the combined Type B and C primary containment leakage.
 
SR  3.6.1.2.2
 
The air lock interlock mechanism is designed to prevent simultaneous opening of both doors in the air lock. Since both the inner and outer doors of an air lock are designed to withstand the maximum expected post accident primary containment pressure, closure of either door will support primary containment OPERABILITY. Thus, the interlock feature supports primary containment OPERABILITY while the air lock is being used for personnel transit in and out of the containment. Periodic testing of this interlock demonstrates that the interlock will function as designed and that simultaneous inner and outer door opening will not inadvertently occur.  [ Due to the purely mechanical nature of this interlock, and given that the interlock mechanism is not normally challenged when the                                                                            primary containment airlock door is used for entry and exit (procedures require strict adherence to single door opening), this test is only required to be performed every 24 months. The 24 month Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the conditions that apply during a plant outage, and the potential for loss of primary containment                                              2 OPERABILITY if the Surveillance were performed with the reactor at power. The 24 month Frequency for the interlock is justified based on generic operating experience. The 24 month Frequency is based on engineering judgment and is considered adequate given that the interlock is not challenged during the use of the airlock.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.2-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                      Revision XXX Primary Containment Air Lock B 3.6.1.2
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
                                                                        -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize                    the appropriate Frequency                                                                                                                                                                                            3 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                                        ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
U                                                                                                                 
 
==4.3 REFERENCES==
: 1.                                  FSAR, Section [3.8.2.8.2.2].                                                                                                                                                          1          2
: 2.                                  10                                            CFR                            50, Appendix J, Option [A][                                                      B]. 2 U
: 3.                                  FSAR, Section [6.2]. 1 2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.1.2-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                      Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.2 BASES, PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                          ISTS)                          Bases that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
: 4.                    Changes are made to eliminate unnecessary information that is not needed to understand the basis of the specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1.2, PRIMARY CONTAINMENT AIR LOCK
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 3
 
ITS 3.6.1.3,                            Primary Containment Isolation Valves (PCIVs)
 
Current Technical Specification (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                              3.6                                                                                                                            A01                                                                                                                                          ITS 3.6.1.3
 
CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                  (PCIVs) 3.6.1.3 3.6.1.3                          3/4.6.3                                                                                                                        PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          PCIV, except reactor building-to-suppression A02 LCO 3.6.1.3                                                                                                                                                                        chamber vacuum breakers, LCO 3.6.1.3                      3.6.3                                                                                        Each primary containment isolation valve                      and each reactor instrumentation line excess                                                                                                A03 flow check valve                      shall be OPERABLE.
MODES APPLICABILITY                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            A04 APPLICABILITY:                                                                              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.
Add proposed ACTIONS Note 2                                                                                                                                                                                A05 ACTIONS                          ACTION:                                                                                    Add proposed ACTIONS Notes 3 and 4 Add proposed Condition A Note                                                                                                                                                                            A06 ACTION A                                              a.                                                                                                                      With one or more of the primary containment isolation valves  inoperable, ACTION C                          penetration flow                        maintain at least one isolation valve OPERABLE in each affected penetration                                                                                                                                                                                    L01 paths with one                        that is open and                                                                  within 4 hours either:                                      Add proposed ACTION B PCIV except for main steam isolation valves (MSIVs)                                                                                                                                              A07
: 1.                                                                                                                      Restore the inoperable valve(s) to OPERABLE status, or                                                                                A08 the                                                flow path                                                                                                                              closed and RA A.1                                                                    2.                                                                                                                      Isolate each affected penetration by use of at least one deactivated automatic valve secured in the isolated position,* or                                                                                                                                                                                    M01
                                                                                                                                      ,                                                                          Add proposed Required Action A.2 RA A.1                                                                    3.                                                                                                                      Isolate each affected penetration by use of at least one                                                                                          closed manual valve or blind flange.
* or check valve with flow through the valve secured                                                                        A09
                                                                                                                                  ,                                              MODE 3 ACTION            E                                                        Otherwise,                                  be in at least                                            HOT SHUTDOWN within the next            12                                            hours and in                Be 36                            A01 COLD SHUTDOWN                            within the following 24                                                                                                    hours.
MODE 4                                                                          Add proposed Condition C Note                                                                              A10 ACTION C                                            b.                                                                                                                      With one or more of the reactor instrumentation line excess flow check valves                                                                              A11 penetration                  inoperable, operation may continue                                                                  and the provisions of Specification 3.0.3 are flow paths with                  not applicable                      provided that                                                        within 4                                                      hours either:  except for excess flow check valves (EFCVs) one PCIV                                                                                                                                                                                              and penetrations with a closed system                                                  L02 Add proposed Required Action C.                                      1 and D.1 72 hour Completion Time
: 1.                                                                                                                      The inoperable valve is returned to OPERABLE status, or                                                                              A08 RA C.1                                                                                                                                            INSERT 1
: 2.                                                                                                                      The instrument line is isolated                                                        and the associated instrument is declared A05 ACTIONS                                                                                        inoperable.
Note 3                                                                                                                                                                MODE 3 Otherwise,                                  be in at least                                            HOT SHUTDOWN within the next            12                                            hours and in                Be ACTION            E                                                                                                                                                                                                                                                                                        36                            A01 COLD SHUTDOWN                            within the following 24                                                                                                    hours.
MODE 4 Add proposed Required Action C.2                                                                                                                                                                                                        M01
 
Penetration flow paths                                                                                                                                  unisolated                                                              ly ACTIONS
* Isolation valves closed to satisfy these requirements  may be reopened on an                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          intermittent A01 Note 1                                                basis under administrative control.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-17                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 180 ITS 3.6.1.3
 
A05 INSERT 1
 
the affected penetration flow path by use of at least one closed and de-                                                  activated automatic valve, closed manual valve, or blind flange.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Insert Page 3/4 6-17 ITS                        CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                            A01                                                                                                                                      ITS 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS L03 4.6.3.1  Each primary containment isolation valve shall be demonstrated OPERABLE prior to returning the valve to service after maintenance, repair or replacement work is performed on the valve or its associated actuator, control or power circuit by cycling the valve thr ough at least one complete cycle of full travel and verifying the specified isolation time.                                                                                                                                                                          on an actual or                          A13 Verify                                                                                                                  PCIV                                                                                                                simulated signal SR 3.6.1.3.8                    4.6.3.2Each                                                                                                                                              primary containment                                                        automatic isolation valve shall be demonstrated OPERABLE in accordance with the Surveillance Frequency Control Program by verifying that on a containment isolation test signal each automatic isolation valve                        actuates to its isolation position.
Verify                                                                                                                                                                                                                            PCIV SR 3.6.1.3.5                    4.6.3.3The isolation time of each primary containment power operated or                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            automatic valve shall be determined to be                                                                                                                                                                      within its limit when tested pursuant to                                                                                                                          the INSERVICE TESTING PROGRAM.                                      , except for MSIVs, is                              s                                              in accordance with
 
SR 3.6.1.3.9                    4.6.3.4In accordance with the Surveillance Frequency Control Program, verify that                                                                                                                                                                      a representative sample of reactor instrumentation line excess flow check valves                                                        # actuates to the isolation position on a simulated instrument line break                                              signal.                                                                                        EFCV SR 3.6.1.3.4  Verify continuity of the                                                                (TIP) 4.6.3.5  Each traversing in-core probe system explosive isolation valve shall be demonstrated OPERABLE*:
 
SR 3.6.1.3.4                                        a.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by verifying the continuity of the                                                                  explosive charge.
shear isolation valve                                                                                                                                                                                  e and test SR 3.6.1.3.10                                      b.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by            removing                                            the of the TIP System explosive squib from at least one explosive                                  valve, and initiating the explosive each shear isolation squib. The replacement charge for the exploded squib shall be from the same manufactured batch as the one fired or from another batch which has been certified by having at least one of that batch successfully fired. No squib shall remain in use beyond the expiration of its shelf-life or operating life, as applicable.                                                                                                                                                                                                                                        LA01
 
See ITS
 
5.5
* Exemption to Appendix J of 10                                                                                                    CFR                            Part 50.
SR3.6.1.3.9                                            Not required to be performed on                                                                                                    EFCV Note                            #                                                                                                The reactor vessel head seal leak detection line (penetration J5C) is not required to be                                                                                                  A01 tested pursuant to this requirement.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-18                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 205
 
A01                                                                                                                                                                                                                                                                                                          ITS 3.6.1.3
 
TABLE 3.6.3-1 DELETED
 
Pages 3/4 6-20 through 3/4 6-42 have been intentionally omitted
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-19                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 171 ITS                          3/4.6 CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                A01                                                                                                                                                ITS 3.6.1.3
 
See ITS 3/4.6.1 PRIMARY CONTAINMENT                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.1
 
PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION
 
3.6.1.1 PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be maintained.
 
APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2* and 3.
 
ACTION:
 
Without PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY, restore PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY within 1                                                        hour or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12                                                                    hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                                                                    hours.
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
4.6.1.1 PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be demonstrated:
: a.                                                                                                                      After each closing of each penetration subject to Type B testing, except the primary containment air locks, if opened following Type A or B test, by leak rate testing in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing                                                                                                                                                                See ITS Program.                                                                                                                                                                                                                                      5.5 In accordance with                                                                                                                                                                                                              each
: b.                                                                                                                      By the Surveillance Frequency Control Program by verifying that all primary manual            containment penetrations** not capable of being closed by OPERABLE containment                                                        automatic isolation valves                      and required to be closed during accident                                                                                                            A01 SR 3.6.1.3.2                                                      and        conditions are                      closed by valves, blind flanges                                                                                                  , or deactivated automatic valves                                  INSERT 2
 
ACTIONS Note 1                                                                secured in position,                                            except for valves that are opened                                                                                        under administrative SR 3.6.1.3.2                                                                                                                Note 2 control as permitted by Specification 3.6.3.
SR 3.6.1.3.3                Note 2                          Not required to be met for PCIVs
: c.                                                                                        By verifying each primary containment air lock is in compliance with the requirements of Specification 3.6.1.3.
: d.                                                                                                                      By verifying the suppression chamber is in compliance with                                  the requirements of Specification 3.6.2.1.
 
Verify each primary containment
* See Special Test Exception 3.10.1                                                                                                                                        See ITS isolation                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.1 manual                                                                                          and                                                    that is
                                  **                                                                                        Exceptnot                                                        valves, blind flanges, and deactivated automatic valves which are                                                                                          located inside nd                                  the                                                      primary containment,                                                        and are locked, sealed                                            or otherwise secured in the                                                                                                    closed INSERT 3 RA A.2, 2                                          ,                                                                                                                                                                                                                                                                MODE 4 Completion Time                                        position.                                            These penetrations shall be verified closed during each                        COLD SHUTDOWN                                                                                                                                            A01 SR 3.6.1.3.3                                    if    except such verification need not be performed when the                                                                                                                                    primary containment has not been                                                                                        de-inerted                                                          since the last verification or more often than once per                                                                                                    92                                            days.
was                                      while in MODE 4, if not                                                            , for isolation devices inside                                                    Prior to entering MODE 2 or 3 from performed within the                                                                    primary containment.
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6previous -1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187
 
ITS 3.6.1.3
 
A01 INSERT 2
 
that is located outside primary containment and not locked, sealed, or otherwise secured and is required to be closed during accident conditions is closed.
 
A01 INSERT 3
 
and is required to be closed during accident conditions is
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Insert Page 3/4 6-                                1 ITS                      CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                  A01                                                                                                                          ITS 3.6.1.3
 
PRIMARY CONTAINMENT LEAKAGE
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION See ITS 3.6.1.2  Primary containment leakage rates shall be limited to:                                                                                                                                                                                  5.5
: a.                                                                                          An overall integrated leakage rate (Type A test) in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.
: b.                                                                                          A combined leakage rate in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program for all primary containment penetrations and all primary containment isolation valves that are subject to Type B and C tests, except for: main steam line isolation valves*, valves which form the boundary for the long-term seal of the feedwater lines, other valves which are hydrostatically tested, and those valves where an exemption to Appendix J of 10                                        CFR 50 has been granted.
INpE          4 SR 3.6.1.3.11                                  c.                                                                                            *Less than or equal to                                  150                                                            scfh per main steam line and less than or equal to                    250 scfh combined through all four main steam lines when tested at 5 psig (leakage rate corrected                                                                                                                                      i A M2 to 1 Pa, 50.6 psig).
si                                                thr p    3.S.1.3.1      3                        d.                                                                                          A combined leakage                                                            rate of less than or equal to 10                                        gpm for all containment isolation valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines, when tested at 1.10                                        Pa, 55.7 psig.                                                                                                      is thin limi si                                                thr po 3.S.1.3.1          2                        e.                                                                                          A combined leakage rate of less than or equal to 10                                        gpm for all other penetrations and containment isolation valves in                    hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment, when tested at 1.10                                        Pa, 55.7 psig p.
is thin limi APPiICIiITY                APPLICABILITY:                                                                                                                                  When PRIMARY CONTAINMENT INTEGRITY is required per Specification 3.6.1.1.                                                                                                                              MOp 1I 2I d 3
 
ACTION:
 
With:
pee ITp
: a.                                                                                          The measured overall integrated primary containment leakage rate (Type A test) not in                                              S.1.1 accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program, or
: b.                                                                                          The measured combined leakage rate exceeding the leakage rate specified in the Primary Containment Leakage Rate Testing Program for all primary containment penetrations and all primary containment isolation valves that are subject to Type B and C tests, except for: main steam line isolation valves*, valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines, valves which are hydrostatically tested, and those valves where an exemption to Appendix J of 10                    CFR 50 has been granted, or
 
A            a                              c.                                                                                            The measured leakage rate exceeding 150                                                            scfh per main steam line or exceeding 250                                                            scfh combined through all four main steam lines, or
 
Add pred Con                            a                                        2
 
pee ITp 5.5
                            *Exemption to Appendix "J" of 10                                                                                                    CFR                            50.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 174 ITS 3.6.1.3
 
A01 INSERT 4
 
Verify leakage rate through each main steam line is
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Insert Page 3/4 6-                                2 ITS                        CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                          A01                                                                                                                                    ITS 3.6.1.3
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION (Continued)
 
ACTION (Continued)
 
ACTION D                                          d.                                                                                          The measured combined leakage rate for all containment isolation valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines exceeding 10                    gpm, or Add proposed Condition D                                                                    A12 ACTION D                                          e.                                                                                          The measured combined leakage rate for all other penetrations and containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment exceeding 10                                        gpm, leakage rate to within limits                                                                                                                                                                                                                                        A12 RA D.1                          restore:                                                                                                                                                                                                                                                          See ITS 3.6.1.1
: a.                                                                                          The overall integrated leakage rate(s) (Type A test) to be in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program, and
: b.                                                                                          The combined leakage rate to be in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program for all primary containment penetrations and all primary containment isolation valves that are subject to Type B and C tests, except for: main steam line isolation valves*, valves which form the boundary for the long-                                                            term seal of the feedwater lines, valves which are hydrostatically tested, and those valves where an exemption to Appendix J of 10                                        CFR 50 has been granted, and A12 ACTION D                                          c.                                                                                            The leakage rate to less than or equal to 150                                                              scfh per main steam line and less than or equal to 250                    scfh combined through all four main steam lines, and
 
ACTION D                                          d.                                                                                          The combined leakage rate for all containment isolation valves which form the boundary for the long-term seal of the feedwater lines to less than or equal to 10                                        gpm, and
 
ACTION D                                          e.                                                                                          The combined leakage rate for all other penetrations and containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment to less than or equal to 10                                        gpm,
 
prior to increasing reactor coolant system temperature above 200&deg;F.
Add proposed Required Action D.1 Completion Times                                                                                                                                                  M02
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
4.6.1.2.a  The                                        primary containment leakage rates shall be demonstrated in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program for the following:
: 1.                                                                                          Type A test.                                                                                                    See ITS 3.6.1.1
: 2.                                                                                          Type B and C tests (including air locks). See ITS 5.5
: b.                                                                                          DELETED.
: c.                                                                                            DELETED. See ITS 3.6.1.1
 
See ITS 5.5
* Exemption to Appendix "J" of 10                                        CFR 50.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 171 ITS                                        CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                        A01                                                                                                                                                                                                                      ITS 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
: d.                                                                                                                      DELETED.
: e.                                                                                                                      DELETED. See ITS 3.6.1.1                                                                  INSERT                      5                                                                                                                                                INSERT                      6                                          LA03 SR 3.6.1.3.11                                                                      f.                                                                                                                      Main steam line isolation valves shall be leak tested at least once per 18                                                        months.
INSERT                      7 SR 3.6.1.3.13                                                                      g.                                                                                                                      Containment isolation valves which form the boundry for the long-term seal of the feedwater lines shall be hydrostatically tested at 1.10                                                                                                    Pa, 55.7                                                                                                                        psig, at least once                                                                                    LA02 per 18                                                        months.        INSERT                      6 INSERT                      8 SR 3.6.1.3.12                                                                      h.                                                                                                                      All containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment shall be leak tested at least once per 18                                                        months.                                                                                                                                                                                          INSERT                      6 LA03
: i.                                                                                                  DELETED.
: j.                                                                                                  DELETED. See ITS 3.6.1.1
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 6-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 174
 
ITS 3.6.1.3
 
A01 INSERT 5
 
SR  3.6.1.3.11                                                                                  Verify leakage rate through each main steam line                                            is In accordance 150 scfh and  250 scfh combined through all four                                                with the Primary main steam lines when tested at 5          psig.                                                  Containment Leakage Rate Testing Program
 
LA04 INSERT 6
 
In accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program
 
A01 INSERT 7
 
SR  3.6.1.3.13                                                                                  Verify combined leakage rate through containment In accordance isolation valves which form the boundary for the                                                  with the Primary long-                                                                term seal of the feedwater lines is within limits. Containment Leakage Rate Testing Program
 
A01 INSERT 8
 
SR  3.6.1.3.12                                                                                  Verify combined leakage rate through hydrostatically In accordance tested lines that penetrate the primary containment                                                with the Primary is within limits.                                                                                  Containment Leakage Rate Testing Program
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Insert Page 3/4 6-                                4 ITS                          CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                      A01                                                                                                                                              ITS 3.6.1.3
 
DRYWELL AND                                                          SUPPRESSION CHAMBER PURGE SYSTEM
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION INSERT            9                                                                                                                                                                                                                                                                  LA04 SR 3.6.1.3.1                      3.6.1.8The drywell and suppression chamber                                                                                                                                                purge system, including the 6-inch nitrogen Note                              supply line,                                                      may be in operation                                            for up to 500 hours each 365 days  with the                                            supply and exhaust L05 isolation valves in one supply line and one exhaust line open for containment prepurge cleanup, inerting, deinerting, or                                                                  pressure control.*                    INSERT 10                                are MODES                                                                                                                                                                                    A03 APPLICABILITY:                                                                              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.
 
ACTION:                                                                                                                            Add proposed Condition A Note                                                                                                                                                  A06 INSERT 11                                                                                                                                                      INSERT 12
 
ACTION A                                                a.                                                                                                                      With a drywell or suppression chamber purge supply and/or exhaust isolation valve and/or the nitrogen supply valve open, except as permitted above, close the valves(s) or otherwise isolate the penetration(s) within                        4 hours or be in at ACTION            E                                                        least HOT SHUTDOWN                            within the next 12                                                                  hours and in COLD SHUTDOWN                                                                                                        A01 within the following 24                                                                                                    hours. MODE 3                                                    MODE 4 One or more                                                                                  36          main steam line leakage rate,
: b.                                                                            With a                                                                  drywell purge supply or exhaust isolation                                            valve, or a suppression chamber ACTION            D                                                        purge supply or exhaust isolation valve or the nitrogen supply valve, having a leakage rate                    measured                                            leakage rate exceeding the                                                                                        limit of Surveillance Requirement to within limit                  4.6.1.8.2,                                                                                                                                                                      restore the inoperable valve(s) to OPERABLE status within                        24                                            hours or ACTION            E                                                        be in at least HOT                      SHUTDOWN within the next            12 hours and in COLD                                                                                                                                                                      A01
              , or hydrostatically tested                                  SHUTDOWN within the following 24                                                                                                    hours. MODE 3                                      Be                  MODE 4 line leakage ratenotwithin                                                                                                                                                  36
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS INSERT 13                                                                                                                                                INSERT 14 SR 3.6.1.3.1                      4.6.1.8.1  Before being                                            opened, the drywell and                                                                                                                                    suppression chamber purge supply and Note                              exhaust, and nitrogen supply butterfly isolation valves shall be verified not to have been                                              open                                                                                                                                                                    L04 for more than 500                                                                                                                                                                                          hours in the previous 365                                                                              days.*
In accordance with the                            Containment Leakage Rate Testing Program                                                                    INSERT 15 4.6.1.8.2  At least            once per 24                                            months, the                                                        26-inch                                                          drywell purge supply and exhaust isolation                                            LA04 SR 3.6.1.3.6                      valves and the                                            24-inch                                                                              suppression chamber purge supply and exhaust isolation valves and the 6-inch                                    nitrogen supply valve shall be demonstrated OPERABLE in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.
 
LA05
 
L05
* Valves open for pressure control are not subject to the 500 hours per 365                        days limit, provided the 2-inch                                              bypass lines are being utilized.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-11                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 104
 
ITS 3.6.1.3
 
A01 INSERT 9
 
Not required to be met when the primary containment
 
A01 INSERT 10
 
ALARA or air quality considerations for personnel entry, or Surveillances that require the valves to be open
 
A01 INSERT 11
 
One or more penetration flow paths with one PCIV inoperable for reasons other than Condition D
 
A01 INSERT 12
 
Isolate the affected penetration flow path by use of at least one closed and de-                                        activated automatic valve, closed manual valve, blind flange, or check valve with flow through the valve secured.
 
A01 INSERT 13
 
Not required to be met when the primary containment purge supply and exhaust isolation valves in one supply line and one exhaust line are
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Insert Page 3/4 6-                                11a ITS 3.6.1.3
 
A01 INSERT 14
 
for inerting, de-                                                    inerting, pressure control, ALARA or air quality considerations for personnel entry, or Surveillances that require the valves to be
 
LA04        LA05 INSERT 15
 
SURVEILLANCE                                                                                        FREQUENCY
 
SR  3.6.1.                      3.6                                                                                                                  Perform leakage rate testing for each primary In accordance containment purge supply and exhaust isolation                                                                    with t he P rimary valve in accordance with the Primary Containment                                                                  Containment Leakage Rate Testing Program.                                                                                    Leakage Rate Testing Program.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Insert Page 3/4 6-                                11b ITS                                  REACTOR COOLANT SYSTEM                                                                                                                                                          A01                                                                                                                                                                                        ITS 3.6.1.3
 
3/4.4.7 MAIN STEAM LINE ISOLATION VALVES Each PCIV, except reactor building-LIMITING CONDITION FOR OPERATION                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          to-                      suppression chamber vacuum A14 breakers, shall be OPERABLE
 
LCO 3.6.1.3                                3.4.7  Two                      main steam line isolation valves (MSIVs) per main steam line shall be OPERABLE SR 3.6.1.3.7                                with closing                                            times greater than or equal to                                            3 and less than or equal to                                            5 seconds.
sisatio                                                                    of each Mp                          is  3 s APPiICIiITY                                APPLICABILITY:                                                                              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.
a                                                                                                                                                                                                                    A ACTION:                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  A Add pred C Note AN A                                                                  a.                                                                                                                      With one or more MSIVs inoperable:
CIsnable                                                      reasons                                                C Or                                            1.                                                                                                                      Maintain at least one MSIV OPERABLE in each affected main steam line ation flow                                                                    that is open                                                                                                    and                                                                  within 8 hours, either:
paths A
a)                                                                                    Restore the inoperable valve(s) to OPERABLE status, or
 
b)                                                                                    Isolate the affected main steam line by use of a                                                                                                                                                                                                                                        deactivated                                                                              MSIV in the closed position.                                                                                                            Add prN B                                                                                                                                        iM1 aE 3
: 2.                                                                                                                      Otherwise,                                  be in at least HOT SHUTDOWN                      within the next            12                                            hours and                                      A A                    E                                                                                                    in COLD SHUTDOWN                            within the following 24                                                                                                    hours.
aE 4
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
7            4.4.7 Each of the above required MSIVs shall be demonstrated OPERABLE by verifying full closure between 3 and                                                                                                                                                                                5 seconds when tested pursuant to                                                                                                                                    the INSERVICE TESTING PROGRAM.                                                                                      sisatiom                                                                                                                    ic MSIV is  3 seconds and
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 4-26                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 205 A01                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              ITS 3.6.1.3 REACTOR COOLANT SYSTEM
 
3/4.4.8  DELETED
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 4-27                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 186
 
DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                                                      In the conversion                                                                                                              of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433                                  , Rev.            5.0, "Standard Technical Specifications -            General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                                CTS Limiting Condition for Operation (LCO)              3.6.3 addresses primary containment isolation valves (PCIVs) including                                                                                        reactor instrumentation line excess flow check valves (which are also PCIVs). CTS 3.6.4.2 requires each reactor building-to-suppression chamber                                                                                                        vacuum breaker assembly to be OPERABLE. ITS LCO 3.6.1.3 requires each PCIV, (which would include excess flow check valves (EFCVs))                          to be OPERABLE, except for reactor building-to-suppression chamber vacuum breakers. This changes the CTS by eliminating duplicative information of requiring                                                                                                                                                reactor building-to-suppression chamber vacuum breakers                                            in two Specifications.
 
The purpose of the                                                                              CTS Specification                                            is to provide requirements                                                        for the PCIVs.
The primary function of the reactor building-to-suppression chamber vacuum breakers is to relieve vacuum when primary containment depressurizes below reactor building pressure. T                                he vacuum breakers have a secondary function as PCIVs for containment isolation purposes. CTS 3.6.4.2 (ITS 3.6.1.7) governs the requirements for vacuum breaker OPERABILITY. Therefore, it is not necessary to duplicate these requirements in ITS 3.6.1.3.ITS also eliminates the detail specifying                                            EFCVs since these isolation devices are PCIVs. Because requirements continue to be addressed                                              in the ITS, this presentation preference is considered an administrative change.This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.3, CTS 3.6.1.8, and CTS 3.4.7                                                                                                                                                                                                use the term "OPERATIONAL CONDITION(S)."ITS                                    3.6.1.3                                                                                                                        uses the term "MODE(S).                        "This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.6.3                                                                                                    is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE) in which the specification is required. This change is acceptable because the CTS definition of an Operational Condition, "any one inclusive combination of mode switch position and average reactor coolant temperature as specified in Table 1.2,                                                                                        "              and the ITS definition of "MODE,              "              corresponds to "any one inclusive combination of mode switch position, average reactor coolant temperature, and reactor vessel head closure bolt tensioning specified in Table                      1.1-1 with fuel in the reactor vessel,"                                                                                                                                defining                                            similar conditions. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS .
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 1 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
A04                                                Note 2 is added to ITS 3.6.1.3 ACTIONS ( Separate Condition entry is allowed for each penetration flow path) and provides explicit instructions for proper application of the ACTIONS for ITS compliance. This changes the CTS by providing an                                                                              explicit Note allowing separate entry for each penetration.
 
The purpose of CTS 3.6.3 Actions is to provide remedial actions for inoperable PCIVs. This proposed change will allow separate condition entry for each PCIV function. This change is acceptable because it clearly states the current requirement. The CTS considers each PCIV function to be separate and independent from the others.This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A05                                                The ITS ACTIONS for LCO 3.6.1.3 include Notes 3 and 4. Note 3 states to enter applicable Conditions and Required Actions for systems made inoperable by PCIVs. Note 4 states to enter applicable Conditions and Required Actions of LCO 3.6.1.1, "Primary Containment," when PCIV leakage results in exceeding overall containment leakage rate acceptance criteria in MODES 1, 2, and 3. This changes the CTS by providing            instructions                                            to enter the Conditions and Required Actions for systems made inoperable by closing PCIVs and entering                                                                                          LCO 3.6.1.1 when leakage results exceed overall containment leakage rate acceptance criteria.
 
The purpose of ITS 3.6.1.3                                                                                                                                    is to provide appropriate remedial actions when the integrity of the primary containment is challenged. These Notes facilitate the use and understanding of                                                        the intent of C                                                                                                                                              TS. ITS LCO 3.0.6 states that when a supported system LCO is not met solely due to a support system LCO not being met, the Conditions and Required Actions associated with this supported system are not required to be entered unless the support system Required                                              Actions direct a supported system to be declared inoperable or directs entry into Conditions and Required Actions for a supported system. For a system made inoperable by inoperable PCIVs, the applicable ACTIONS for that system also apply.                        This requirement is                      , in part,                      currently located in CTS 3.6.3 Action b.2, but addresses only instrument lines. Because ITS LCO 3.0.6 waives the requirement to cascade, the intent of CTS 3.6.3 Action b.2 would not apply. Therefore, ITS 3.6.1                                                                .3 ACTIONS Note 3 is added to                      cover all potential configurations involving inoperable PCIVs. ITS 3.6.1.3 ACTIONS Note 4 clarifies that PCIV leakage can affect the OPERABILITY of                                            the primary containment.                                                                                The clarification is consistent with the intent and interpretation of the CTS and is therefore considered administrative.                                  This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A06                                                CTS 3.6.3 Action a states, in part, that w ith one or more of the primary containment isolation valves inoperable, isolate the penetration within 4 hours                                              .
CTS 3.6.1.8 Action a is associated with inoperable containment purge valves and requires the penetration to be isolated within 4 hours. CTS 3.4.7 Action a is associated with inoperable main steam isolation valves (MSIVs) and requires the penetration to be isolated within 8 hours. In addition, both CTS 3.6.3 Action a and CTS 3.4.7 Action a require at least one valve in the affected flow path to be
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 2 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
maintained OPERABLE during the 4 or 8 hour Completion Time period, respectively. ITS 3.6.1.3 Condition A is associated with one                                                                              inoperable PCIV in one or more penetrations and is modified by a Note stating the condition is only applicable to penetration flow paths with two PCIVs. This changes the CTS by applying the respective                                  Completion Times                      of the subject CTS Action                      s to only those penetrations having two PCIVs.
 
The purpose of the subject CTS Actions is to provide remedial actions for inoperable PCIVs. These                                                                                                      CTS Actions                                            assume that the affected penetration has more than one PCIV by requiring one PCIV to remain OPERABLE (CTS 3.6.3 Action a and CTS 3.4.7 Action a) and the penetration to be isolated within the stated Completion Time. Therefore, the i                      nclusion of the ITS 3.6.1.3 Condition A Note does not result in a change to the intent of the subject                                                        CTS Actions. This change is designated as administrative because it does not result in any technical changes to the CTS.
 
A07                                                CTS 3.6.3 Action a requires isolation of affected penetration flow paths within 4 hours. ITS 3.6.1.3 ACTION A requires isolation of affected penetration flow paths within 4                                                      hours except for MSIVs, which must be isolated within 8 hours.
This changes the CTS by including the                                            MSIV isolation Completion Time within ITS 3.6.1.3.
 
The purpose of CTS 3.6.3 Actions is to provide remedial actions for inoperable PCIVs. The associated isolation capability requirements for MSIVs are contained in CTS 3.4.7. CTS 3.4.7 Action a allows 8                                  hours to close an inoperable MSIV.
The ISTS combines the MSIV isolation requirements with other PCIV requirements into ISTS 3.6.1.3. Because the Completion Time                                                                                                                          requirements remain the same, this is considered a change in presentation only. This change is designated as administrative because it does not result in any technical changes to the CTS.
 
A08                                                CTS 3.6.3, Actions a.1, b.1, and CTS 3.4.7, Action a.1.a require                        restoring inoperable isolation valve(s) as an option to isolating                                              the affected penetration.
ITS 3.6.1.3 ACTIONS A and B do not                                                                                                                        contain the restoration action, but rather rely upon the guidance of LCO 3.0.2 which allows restoration within the time limits of the specified Required Actions.                        This changes the                                              CTS by deleting                                  this restoration action.
 
The purpose of CTS 3.6.3 and CTS 3.4.7 Actions is to provide remedial actions for inoperable PCIVs. This change is acceptable because the technical requirements have not changed. Restoration of compliance with the LCO is always an available action and it is the convention in the ITS to not state such "restore" options explicitly unless it is the only action or is required for clarity.
This change is designated as administrative because it does not result in any technical changes to the CTS.
 
A09                                                CTS 3.6.3 Action a.2 and Action a.3 state that with one or more PCIVs inoperable within 4 hours isolate each affected penetration by use of at least one deactivated automatic valve secured in the isolated position or by use of at least one closed manual valve or blind flange. ITS 3.6.1.3            Required Action A.1 states
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 3 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
that with one or more penetration flow paths with one PCIV inoperable for reasons other than Condition D to isolate the affected penetration flow path by use of at least one closed and de-activated automatic valve, closed manual valve, blind flange, or check valve with flow through the valve secured                                              within 4 hours. This change clarifies                                                                                                                        the CTS that                                                                              a check valve (i.e., automatic isolation device) with flow through the valve secured is an acceptable penetration isolation method.
 
The purpose of the subject CTS Actions is to provide remedial actions for inoperable PCIVs. CTS 3.6.3, Actions a.2 and                                            a.3, explicitly lists some, but not all, possible acceptable isolation devices that may be used to satisfy isolating a penetration with an inoperable isolation valve.                        ANS 56.2, Containment Isolation Provisions for Fluid Systems, defines an automatic isolation valve, in part, as a simple or positive acting check valve. Additionally , ANS 56.2 defines an isolation barrier as a mechanical means for preventing passage of fluid through fluid systems which penetrate the containment. Therefore, a check valve with flow through the valve secured meets the            intent                                                                                        of an automatic isolation device secured in position. This change reflects                                                                                                                                                                                                                  the intent of the subject                                                                                                                                                                                CTS actions and is considered a presentation preference that does not result in a technical change.                                                                                                                This change is designated as administrative because it does not result in any technical changes to the CTS.
 
A10                                                CTS 3.6.3 Actions                                            require, in part, that w                                            ith one or more PCIVs                                  inoperable, including EFCVs, operation may continue if the penetration/ instrument line is isolated within 4 hours. ITS 3.6.1.3 ACTIONS provide separate Conditions for inoperable PCIVs depending on if the penetration flow path contains one or two PCIVs. ITS                                  3.6.1.3 ACTIONS A and B provide actions for PCIVs with two valves in the penetration flow path. ITS 3.6.1.3 ACTION  C provides actions for PCIVs with on valve in the penetration flow path. ITS                                                                                                                          3.6.1.3 Condition C is modified by a Note stating the condition is applicable to penetration flow paths with only one PCIV. This changes the CTS by providing a specific ACTION            for inoperable PCIVs in penetration                                            flow paths having only one                                                                            PCIV.
 
The purpose of CTS 3.6.3 Actions is to provide remedial actions for inoperable PCIVs. CTS 3.6.3 Action a                                                                              assumes that the affected penetration has a second PCIV to maintain OPERABLE. CTS 3.6.3 Action b assumes that the affected instrument line                                            has only one PCIV. Therefore, the inclusion of the ITS  3.6.1.3 ACTION C and associated Condition                                                                  C Note does not result in a change to the intent of the CTS. This change is a presentation preference              consistent with the ISTS and d                                                                                      esignated as administrative because it does not result in any technical changes to the CTS.
 
A11                                                                                                                      CTS 3.6.3, Action b, contains an allowance                        stating,                                                      "the provisions of Specification                      3.0.3 are not applicable."            ITS 3.6.1.3 does not include this phrase.
This changes the CTS by eliminating an unnecessary phrase.
 
The purpose of CTS 3.6.3 Actions is to provide remedial actions for inoperable PCIVs. CTS Specification 3.0.3 states that when an LCO                                                                                                    is not met, except as provided in the associated                                            ACTION requirements, within one hour action shall be initiated to place the unit in an                                                                              OPERATIONAL CONDITION in which the
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 4 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
Specification does not apply. CTS 3.6.3 Action b provides Action requirements to isolate the associated instrument line within 4 hours or shutdown the unit.
Therefore, stating that Specification 3.0.3 does not apply  appears to serve no function                                            as failure to isolate the penetration (or restore the PCIV to OPERABLE status) within the designated Completion Time                      would require a                                  plant                                                        shutdown                      in accordance with CTS 3.6.3 Action b.                                                                              Given the existing                                            application of the CTS, this "allowance" would never actually be used; subsequently                                                                                                              , its deletion is considered administrative.This change i                                                      s designated as administrative because it does not result in any technical changes to the CTS.
 
A12                                                CTS 3.6.1.2 Actions provide conditions where remedial actions are required.
CTS 3.6.1.2 Actions c, d, and e apply when the measured leakage rate exceeds 150                                            standard cubic feet per hour (scfh                                                                                                                  )              per main steam line or exceeds                                                                  250                                                                  scfh combined through all four main steam lines, t                      he measured combined leakage rate for all containment isolation valves which form the boundary for the long-term seal of the feedwater lines exceeds                                                                                                                          10 gallons per minute (gpm),              and the measured combined leakage rate for all other penetrations and containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary containment exceeds                                                                  10 gpm,            respectively.            remedial action is required prior to increasing reactor coolant system temperature above 200&deg;F. ITS 3.6.1.3 ACTION D requires remedial actions to be performed when o                                                                              ne or more feedwater line, main steam line, or hydrostatically tested line leakage rate i  s not within limit. This changes the CTS in how the Conditions are presented when the LCO is not met.
 
The purpose of the CTS 3.6.1.2 Actions            is to provide                                            remedial actions when PCIV leakage limits are not met.                                  The change is acceptable because the values contained in CTS 3.6.1.2 Actions c, d, and e                                                                                                                                                are specified in ITS Surveillance Requirement (SR) 3.6.1.3.11. Therefore, ITS 3.6.1.3 ACTION D in combination with ITS SR 3.6.1.3.11 envelope the requirements of CTS 3.6.1.2 Actions c, d, and e.                                                                                                    This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A13                                                CTS 4.6.3.3 states "The isolation time of each primary containment power operated or automatic valve shall be determined to be within its limit when tested pursuant to the INSERVICE TESTING PROGRAM."  ITS SR            3.6.1.3.5 states "Verify the isolation time of each power operated automatic PCIV, except for MSIVs, is within limits."  This changes the CTS by including the ITS SR 3.6.1.3.5 exception for MSIVs.
 
The purpose of CTS 4.6.3.3 is to ensure isolation time of automatic PCIVs are within limits. Including the ITS SR 3.6.1.3.5 exception for MSIVs is acceptable because the MSIV isolation time is verified via ITS SR 3.6.1.3.7. Therefore, verification of all applicable PCIV isolation times are required in the ITS. This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A14                                                CTS 3.4.7 requires t          wo main steam line isolation valves (MSIVs) per main steam line shall be OPERABLE. ITS 3.6.1.3 requires that each PCIV, except reactor building-to-suppression chamber vacuum breakers, shall be OPERABLE. This
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 5 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3, PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
changes the CTS by eliminating the specific identification of the MSIV PCIVs as they are included in                      the population of PCIVs.
 
The purpose of the CTS 3.4.7 is to identify the                                                                    PCIVs that are                                                                            included in the population required to be OPERABLE in the applicable required MODES or Conditions. This change is acceptable because for the same population of valves identified in CTS are identified in ITS. This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
M01                                          CTS 3.6.3 Actions a and b require isolation of affected penetrations but do not require follow-up verification that the affected penetrations remain isolated.
ITS 3.6.1.3 Required Actions A.2 and C.2 requires verification that the affected penetration                                            flow path is isolated once per 31 days. This changes the CTS by requiring verification that affected penetrations remain isolated once per 31 days.
 
The purpose of CTS 3.6.3 Actions a and b is to assure that facility operation is maintained within safety limits. ITS 3.6.1.3 Required Actions A.2 and C.2 support this intent by requiring that the actions taken in accordance with ITS 3.6.1.3 Required Actions A.1 and C.1 are verified to remain in place "Once per 31 days."  This change is designated as more restrictive as it requires additional verifications of penetration status not required in the CTS.
 
M02                                          CTS 3.6.1.2 Actions for PCIV leakage above established limits only restrict reactor coolant heatup beyond 200&deg;                                                                                                                                              F. If leakage above established limits wer                                                                    e discovered while operating, the CTS Actions are nonspecific as to the appropriate required actions. ITS 3.6.1.3 Required Action D.1 establishes various Completion Times in which leakage rates must be restored to within limits. If ITS 3.6.1.3 Required Action D.1 is not met, ITS ACTION E requires a shutdown of the unit. This changes the CTS by including Actions that must be taken while operating in MODES 1, 2, or 3 when leakage limits are not met.
 
The Completion Times                      provided in ITS ACTION D present a                                                                                        restriction beyond CTS requirements. In addition, the CTS 3.6.1.2 Actions to restore leakage to within limits prior to heatup above 200&deg;                      F is unnecessary because CTS 3.6.1.1, CTS 3.6.1.2, and ITS 3.6.1.3 are applicable in MODES 1, 2, and 3. Any MODE change where may occur when applicable LCOs are not met are governed by the requirements of ITS L          CO                                                          3.0.4; therefore, the statement restricting heatup beyond 200&deg;F in the CTS 3.6.1.2 Actions is not necessary.            While ITS 3.6.1.3 ACTION D is more restrictive, itprovides appropriate a                                                                                                                                                                      ction, commensurate with the type of leakage experienced, to ensure the plant is placed in a configuration consistent with the design basis.                        Therefore,                                  this change will result in an improvement in plant safety and has no negative impact on safety.This change is designated as more restrictive as it restricts operation in MODES 1, 2, and 3 when subject leakage is not within limits .
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 6 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
LA01                                                                      (Type 3 -                                                                                                    Removing Procedural Details for Meeting TS Requirements or Reporting Requirements)  CTS                      4.6.3.5.b is associated with testing the traversing in-core probe system explosive isolation valve and requires removing the explosive squib from at least one explosive valve, and initiating the explosive squib. CTS 4.6.3.5.b also states, "The replacement charge for the exploded squib shall be from the same manufactured batch as the one fired or from another batch which has been certified by having at least one of that batch successfully fired. No squib shall remain in use beyond the expiration of its shelf                        -
life or operating life, as applicable."                                                ITS SR 3.6.1.3.10                                                                  states, "Remove and test the explosive squib from each shear isolation valve of the TIP System,"                          excluding the details for the replacement charge. This changes the CTS by removing the procedural details for replacement charges from the Technical Specifications                                                  and placing these details in the Updated Final Safety Analysis Report (                                                        UFSAR).
 
The removal of these details for performing Surveillances                                                        from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety.                        The ITS still retains the requirement to test the explosive squib at a frequency in accordance with                        the Surveillance Frequency Control Program (SFCP) which            continues to assure protection of public health and safety.                        Also, this change is acceptable because these types of procedural details will be adequately controlled the UFSAR. The UFSAR is controlled under 10                                            CFR                            50.59 which ensures changes are properly evaluated.                                                                    This change is designated as a less restrictive removal of detail change procedural details for meeting Technical Specification Surveillance                                                        requirements are being removed from the Technical Specifications and relocated to the UFSAR.
 
LA02                          (Type 3 -                                                                                                                Removing Procedural Details for Meeting TS Requirements or Reporting Requirements)  CTS 3.6.1.2.c states, in part, that the main steam line leakage rate is corrected to 1 Pa, 50.6 psig. CTS 3.6.1.2.d                                                                    and CTS 4.6.1.2.g state, in part, that for all containment isolation valves which form the boundary for the long-term seal of the feedwater lines                                                                                , the combined leakage rate shall be less than or equal to 10 gpm when tested at 1.10 Pa, 55.7 psig. CTS 3.6.1.2.e states, in part, that for all other penetrations and containment isolation valves in hydrostatically tested lines which penetrate the primary  containment the combined leakage rate shall be less than or equal to 10 gpm when tested at 1.10                                                                            Pa, 55.7 psig          p. With respect to the main steam lines, ITS            SR 3.6.1.3.11 does not include the pressure correction factor.              With respect to hydrostatically tested lines and the feedwater lines, ITS SR 3.6.1.3.12 and SR 3.6.1.3.14                                                                                                                                                                                                                                        include the 55.7 psig stipulation, but does not include the reference to 1.10 Pa.                          This changes the CTS by removing these procedural details for meeting TS requirements, placing the                      details                                            in the Bases.In addition, the erroneous
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 7 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
reference to "p" in CTS 3.6.1.2.e is deleted since the 55.7 psig value is not a differential pressure.
 
The removal of these details for performing surveillance requirements from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety.                        The ITS still retains the requirements to perform these surveillances,            assuring protection of public health and safety .
Also, this change is acceptable because these types of procedural details will be adequately controlled in the ITS Bases.                        Changes to the Bases are controlled by the Technical Specification Bases Control Program in Chapter 5.                                                                                This program provides for the evaluation of changes to ensure the Bases are properly controlled. This change is designated as a less restrictive removal of detail change because procedural details for meeting Technical Specification requirements are being removed from the Technical Specifications.
 
LA03                          (Type 4 -                                                                                                    Removal of LCO, SR, or other TS requirement to the TRM, UFSAR, ODCM, QAP, CLRT Program, IST Program, ISI Program, or Surveillance Frequency Control Program)  CTS 4.6.1.2.f, g, and h state, in part, to perform the required test at least once per 18 months. ITS SR 3.6.1.3.11, SR 3.6.1.3.13, SR 3.6.1.3.12 require similar tests with the Frequency specified as in accordance with the Primary Containment Leakage Rate Program. This changes th e CTS by relocating the surveillance test frequencies to the  Primary Containment Leakage Rate Program.
 
The purpose of CTS 4.6.1.2.f, g, and h                                                        is to ensure that leakage is properly accounted for in determining the overall primary containment leakage rate.ITS SRs 3.6.1.3.11, SR 3.6.1.3.12, and SR 3.6.1.3.13 require verifying leakage rates are within limits ensuring leakage is properly accounted for in determining the overall primary containment leakage rate. On September 12, 1995, the NRC approved issuance of a revision to 10 CFR Part 50, Appendix J,                                                                      Primary Reactor Containment Leakage Testing for Water -Cooled Power Reactors            . This change is acceptable because by License Amendment 104 (ADAMS Accession No. ML011770097), HCGS adopted the performance based                                              containment leak rate testing requirements (Option B) of 10 CFR Part 50, Appendix J and reference Regulatory Guide (RG) 1.163, "Performance-Based Containment Leak Test Program," dated September 1995, which specifies a method acceptable to the NRC for complying with Option B. Option B permits a licensee to choose Type A; or Type B and C; or Type A, B, and C; testing to be done on a performance basis. PSEG elected to perform Type A, B, and C testing on a performance basis for HCGS. Also, this change is acceptable because these types of details will be adequately controlled in the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.            The Primary Containment Leakage Rate Testing Program is controlled by Technical Specification 5.5.10,                                                          Primary Containment Leakage Rate Testing Program ,  in Chapter 5 established, implemented, and maintained to comply with the leakage rate testing of the containment as required by 10CFR50.54(o) and 10CFR50, Appendix J, Option B, as modified by approved exemptions. This change is designated as a less restrictive removal of detail change because a surveillance test frequency                                                                    is being removed from the Technical Specifications.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 8 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
LA04                          (Type 1 -                                                                                                    Removing Details of System Design and System Description, Including Design Limits)  CTS 3.6.1.8 and 4.6.1.8.2 include details relating to drywell and suppression chamber purge system design (e.g., valve flow path diameter).
ITS 3.6.1.3 makes generic reference to "drywell and suppression chamber purge system isolation valves" and does not include the details of system design.                        This changes the CTS by relocating                                                        details relating to drywell and suppression chamber purge system design                                            to the ITS Bases.
 
The removal of these details, which are related to system design, from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety. The ITS still retains the requirements associated with drywell and suppression chamber purge system isolation valve operation and testing which continues to assure protection of public health and safety. Also, this change is acceptable because the removed information will be adequately controlled in the ITS Bases . Changes to the Bases are controlled by the Technical Specification Bases Control Program in Chapter 5. This program provides for the evaluation of changes to ensure the Bases are properly controlled. This change is designated as a less restrictive rem oval of detail change because information relating to system design is being removed from the Technical Specifications.
 
LA05                                                                      (Type 4 -                                                                                                    Removal of LCO, SR, or other TS requirement to the TRM, UFSAR, ODCM, QAP, CLRT Program, IST Program, ISI Program, or Surveillance Frequency Control Program)  CTS 4.6.1.8.2 requires demonstrating that the 26-inch drywell purge supply and exhaust isolation valves and the 24-inch suppression chamber purge supply and exhaust isolation valves and the 6 -inch nitrogen supply valve are                                                        OPERABLE on a periodic Frequency of at least once per 24 months. ITS SR 3.6.1                                                                  .3.6 requires a similar Surveillance and specify the periodic Frequency as,                        In accordance with the Primary Containment Leakage Rate Testing Program."  This changes the CTS by moving the specified Frequency for this SR and associated Bases to the Primary                                                                    Containment Leakage Rate Testing Program.
 
The removal of these details related to Surveillance Requirement Frequencies from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety.                        The existing Surveillance Frequency is removed from Technical Specifications and placed under licensee control pursuant ITS 5.5.10,                                                                                          Primary Containment Leakage Rate Testing Program,  in accordance with the guidelines contained in                        NEI 94-01 Rev 3-A, Industry Guideline for Implementing Perform  ance-Based Option of 10 CFR 50 Appendix J, Revision 3-                                                                              A, dated July 2012, and the conditions and limitations specified in NEI 94-01, Revision 2-                                                                                                                                                          A, dated October 2008.                                                                                                    CTS 4.6.1.8.2 Frequency was changed to 24-months in HCGS License                                                                                                                                                                        Amendment 101 (ADAMS Accession No. ML01177042) stating the 24-month Frequency was chosen because it was consistent with established practice at HCGS as required by CTS 4.6.1.2.d, Type B and C test Frequency. Under License Amendment 104 (ADAMS Accession No. ML011770097), CTS 4.6.1.2.d was
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Page 9 of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
deleted with the                                                                  addition of the Primary Containment                                                        Leakage Rate Testing Program which would control the testing Frequency. This change moves the test Frequency to the Primary Containment Leakage Rate Testing Program                                                        as was done with the Frequency of CTS 4.6.1.2.d when the Primary Containment Leakage Rate Testing Program was established at HCGS. The surveillance test requirement remains                      in the Technical Specifications.                        The control of changes to the Surveillance Frequencies will be in accordance with the                                              Primary Containment Leakage Rate Testing Program . The Primary Containment Leakage Rate Testing Program ensures                      that Surveillance Requirements specified in the Technical Specifications are performed at intervals sufficient to assure the associated Limiting Conditions for Operation are met.                                                          This change is designated as a less restrictive removal of detail change because                                  the Surveillance Frequencies are being removed from the Technical Specifications.
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                      (Category 3 -                                                        Relaxation of Completion Time)  CTS 3.6.3 Action a states, in part, that with one or more of the primary containment isolation valves inoperable, maintain at least one isolation valve OPERABLE in each affected penetration that is open. ITS 3.6.3 ACTION B requires that with one or more penetration flow paths with two PCIVs inoperable to isolate the affected penetration flow path by use of at least one closed and de-activated automatic valve, closed manual valve, or blind flange                                                                                        within 1 hour. This changes the CTS by providing explicit Required Action with a Completion Time when two or more PCIVs are inoperable in a penetration flow path.
 
The purpose of ITS 3.6.3 Actions is to provide appropriate remedial actions when one or more PCIVs are inoperable.                        CTS 3.6.3 Actions for inoperable containment isolation valves and CTS 3.4.7 Actions for inoperable M                                  SIVs require maintaining at least one isolation valve OPERABLE                      . With two inoperable PCIVs in a penetration flow path this requirement may not be                                                                                                                met.                                              In this event, a shutdown                      of the unit            (per CTS 3.6.3 Action a or CTS 3.4.7 Action a.2, "otherwise") is required. ITS 3.6.1.3, Action B provides 1 hour to isolate the penetration                                            prior to commencing a required shutdown.                                                This 1-hour                                              Completion Time is consistent with time allowed for an inoperable containment, and is therefore an appropriate allowance.                                              This change is designated as less restrictive because additional time is allowed to restore parameters to within the LCO limits than was allowed in the CTS.
 
L02                                                                                                                      (Category 3 -                                                        Relaxation of Completion Time)  CTS 3.6.3 Action a and Action b allow 4 hours to restore an inoperable PCIV or EFCV to OPERABLE status or to isolate the associated penetration or instrument line flow path. For inoperable PCIVS, including EFCVs, ITS 3.6.1.3 A                      CTION C is applicable to penetration flow paths with only                                            one PCIV and            allows 4 hours to restore or isolate the penetration except for EFCV            penetrations or penetrations associated with a closed system.
For penetrations with EFCVs or associated with a closed system,                                                                                                                    ITS 3.6.1.3 Required Action C.1 (and D.1                                                                                          for penetrations associated with a closed system) include another                                                                                                    Completion Time of 72                                                                                                                          hours to restore or isolate                                                        the
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Page 10                                            of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
penetration. This changes the CTS by adding a                                            nother Completion Time to restore                      or isolate for those penetration with a closed system.
 
The purpose of the CTS 3.6.3 Actions is to provide appropriate remedial actions to ensure continued safe operation until the LCO can be restored. The Completion Time of 72                                                                                                                          hours for EFCVs is reasonable considering the instrument and the small pipe diameter of the                                                                                                              penetration (hence, reliability) to act as a penetration isolation boundary. The                                                                                                      72 hour Completion Time for hydrostatically tested line leakage on a closed system is acceptable based on the available water seal expected                                                        to remain as a gaseous fission product boundary during the accident, and                      the associated closed system.General Design Criteria (GDC) 57, Closed System Isolation Valves,    allows the use of a closed system in combination with a containment isolation valve to provide two containment barriers against the release of radioactive material following an accident. CTS 3.6.3 does not allow the use of a closed system to act as an isolation barrier                                                          in the event of a failed containment isolation valve even though the closed system is subjected to Type A containment leakage testing                                            , is missile protected, and seismic Category I piping. In addition, a                                                                                                                            closed system that                                                                  has flow through it during normal operation can be monitored for a                                  loss of integrity by            continually observing                                            through leakage detection system                                                                            s within containment and system walkdowns for closed systems outside containment. Therefore, LCO  3.6.3, Required Action                                            C.1 and D.1 are                      revised to allow 72                                            hours to isolate a failed valve associated with a closed system.                        This 72-hour period provides the necessary time to perform repairs on a failed containment isolation valve when relying on an intact closed system.                        A Completion Time of                                                                  72 hours is considered appropriate given the reliability of the closed system and that 72 hours is typically provided for losing one train of redundancy throughout the ITS                                                                                                                                                                                . This change is designated as less restrictive because additional time is allowed to restore parameters to within the LCO limits than was allowed in the CTS.
 
L03                                                                                                (Category 5 -                                                        Deletion of Surveillance Requirement)  CTS 4.6.3.1 requires a demonstration of OPERABILITY after maintenance or repair on a primary containment isolation valve. ITS 3.6.1.3 does not  include this requirement. This changes the CTS by removing this surveillance requirement from Technical Specifications.
 
The purpose of CTS 4.6.3.1                                                                                                                                    is to assure that the necessary quality of systems and components is maintained, that facility operation                                              will be within safety limits, and that LCOs                                                                                                                                                          will be met. Verifying proper OPERABILITY, including stroke time, of these valves after maintenance is normal maintenance and operating practice. In addition, the requirement to verify the correct stroke time of these valves is required by the Inservice Testing (IST)              Program. Consequently, OPERABILITY of these valves is specifically required and periodically verified.
Therefore, removal of the duplicative requirement to verify OPERABILITY of the valve after maintenance is considered acceptable. Operability requirements for the valves remains a Technical Specification requirement. This change is designated as less restrictive because Surveillances which are required in the CTS will not be required in the ITS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Page 11                                            of 12 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.3,                                                                                                PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
L04                                                                                                (Category 6 -                                                        Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria)
CTS 3.6.1.8 and 4.6.1.8.1. contain                                            time limits on operating and opening                                                                                                                          drywell and suppression chamber purge system valves            . ITS 3.6.1.3 does not include these time limitations. This changes the CTS by replac                                  ing the drywell and suppression chamber purge system valves operating time limits with specific criteria for opening.
 
The purpose of CTS 3.6.1.8 and 4.6.1.8.1 operating limits on the drywell and suppression chamber purge system valves                        is to limit the probability that 10                                            CFR                            100 limits would be exceeded.                                              The time limits were required by NUREG-0800,              "Standard Review Plan,"                                                                                    Section 6.2.4, "Containment Isolation Valves,"                          (SRP 6.2.4), Revision 2, and supported by an analysis associated with HCGS License Amendment 84 (ADAMS Accession No. ML01170176) , which demonstrated                                                        that, for a drywell and suppression chamber purge system operating time of 4589 hours per year, the probability that 10 CFR 100 lim  its would be exceeded is 1.0E-07.              The proposed operating limit of 500 hours per year was, therefore, conservative with regard to 10 CFR 100 release limits.
Subsequently, SRP 6.2.4,                                                                                                    Revision 3,                                                                            was published which no longer requires that the purge system valves operation be limited. ITS 3.6.1.3 limits on when the valves are permitted to be open, are provided in the Note to SR 3.6.1.3.1. The new limits will allow the valves to be open for inerting and de -inerting,                                                          ALARA or air quality considerations for personnel entry, as well as for Surveillances that require the valves to be open. Thus, use of the purge system will still continue to be minimized and limited in extent. The operating history indicates that these valves are only opened for the specified reasons and for periods that are generally less than the current allowed cumulative times.                        In addition, these valves are fully qualified to close in the required time under accident conditions.
Therefore, this less restrictive change will have a negligible impact on safety.
This change is designated as less restrictive because less stringent                                                                                                    LCO and Surveillance Requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Page 12                                            of 12 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                              PCIVs 3.6.1.3
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS
 
3/4.6.3                            3.6.1.3                                                                                                                                                                                              Primary Containment Isolation Valves (PCIVs)
 
3.4.7 3.6.3                              LCO  3.6.1.3                                                                                                                                                                                                                                                                                              Each PCIV, except reactor building-to                                                        -suppression chamber vacuum breakers, shall be OPERABLE.
 
APPLICABILITYAPPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                                                                                                                                3.
 
ACTIONS 3.6.3 Action a                      -----------------------------------------------------------NOTES----------------------------------------------------------
Footnote
* 1.                                                                      Penetration flow paths [except for purge valve penetration flow paths]            may be unisolated                                                                                                                                                    4 4.6.1.1.b                                        intermittently under administrative controls.
 
DOC A04                            2.                                                                      Separate Condition entry is allowed for each penetration flow path.
 
3.6.3 Acton b.2                    3.                                                                      Enter applicable Conditions and Required Actions for systems made inoperable by PCIVs.
DOC A05
 
DOC A05                            4.                                                                      Enter applicable Conditions and Required Actions of                                              LCO 3.6.1.1, "Primary Containment,"
when PCIV leakage results in exceeding overall containment leakage rate acceptance criteria in MODES 1, 2, and                                                                                                                                                                      3.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                      Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                      PCIVs 3.6.1.3
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                            REQUIRED ACTION                                                      COMPLETION TIME
 
A.                    ------------NOTE                                                                                                                                                            ------------ A.1                                                                        Isolate the affected 4 hours [for feedwater Only applicable to            penetration flow path by                                            isolation valves 3.6.3 Action a                      penetration flow paths                                                        use of at least one closed                                          (FWIVs) and residual                                                  4 3.4.7 Action a                      with two [                                or more]                            and de-activated automatic                                          heat removal (RHR)
PCIVs.                                                                        valve, closed manual valve,                                        shutdown cooling
                                                                                      ---------------------------------blind flange, or check valve                                    suction line (PCIVs]
DOC A09                                                                                                            with flow through the valve                                                            except for main steam One or more penetration      secured.                                                            [OR                      isolation valves flow paths with one                                                                                                                                                              (MSIVs)
PCIV inoperable [                                for                                                                                              In accordance with reasons other than                                                                                                                                the Risk Informed                                                      4 Condition[s]                                                        D [and E)).                                                                    Completion Time Program]
 
AND
 
8 hours for main steam isolation valves (MSIVs            )
 
[OR                                                                  3
 
In accordance with the Risk Informed Completion Time Program]
 
[AND
 
7 days except for FWIVs, RHR shutdown cooling suction line PCIVs, and MSIVs]
 
[OR
 
In accordance with the Risk Informed Completion Time AND                                                                                  Program]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                            Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                        PCIVs 3.6.1.3
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                                    REQUIRED ACTION                                                                                  COMPLETION TIME
 
A.2                                                                        --------------NOTES                                                                                                                                                                                        -------------
: 1.                                                      Isolation devices in high radiation areas may be verified by use of administrative means.
: 2.                                                      Isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured may be verified by use of administrative means.
 
Verify the affected Once per 31                                                        days 4.6.1.1.b                                                                                                                                                      penetration flow path is                                                                    [following isolation]                                                                            3 isolated.                                                                                    for isolation devices outside primary containment
 
AND
 
Prior to entering MODE 2 or 3 from MODE 4, if primary containment was de-4.6.1.1.b                                                                                                                                                                                                                                                  inerted while in Footnote **                                                                                                                                                                                                                                                MODE 4, if not performed within the previous 92                                                        days, for isolation devices inside primary containment
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                    Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                          PCIVs 3.6.1.3
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                            REQUIRED ACTION                                                                        COMPLETION TIME
 
B.                    ------------NOTE                                                                                                                                                            ------------ B.1                                                                        Isolate the affected 1 hour 3.6.3 Action a                                                                              Only applicable to                                penetration flow path by 3.4.7 Action a                                penetration flow paths                                                                          use of at least one closed DOC L01 with two [or more]                                                                              and de-activated automatic                                                                                                                                                4 PCIVs.                                                                                          valve, closed manual valve,
                                                                                            ---------------------------------                or blind flange.
 
One or more penetration flow paths with two [or more]                                PCIVs inoperable                                                                                                                                                                                                                      4
[for reasons other than Condition[s]                                                        D [and E)).
 
C.                ------------NOTE                                                                                                                                                            ------------ C.1                                                                      Isolate the affected [4] hours except for 4 Only applicable to                                penetration flow path by                                                            excess                                        flow check 3.6.3 Action b                                penetration flow paths                                                                          use of at least one closed                                                          valves (EFCVs) and with only one PCIV.                                                                              and de-activated automatic                                                          penetrations with a
                                                                                            ---------------------------------                valve, closed manual valve,                                                        closed system or blind flange.
One or more penetration                                                                                                              AND flow paths with one                                                                                                                                                                                    72 hours DOC L02                                      PCIV inoperable [                                for                                                                                                                                [7 days]            for EFCVs                                                          3 reasons other than                                                                                                                                                                  and penetrations with                                                              4 Condition[s]                                                        D [and E)).                                                                                                      a closed system
 
AND
 
C.2                                                                      --------------NOTES                                                                                                                                                                                        -------------
: 1.                                                      Isolation devices in high radiation areas may be verified by use of administrative means.
: 2.                                                      Isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured may be verified by use of administrative means.
 
DOC M01                                                                                                                                                                                                                                          Verify the affected Once per 31                                                        days penetration flow path is                                                            [following isolation]                                                                  3 isolated.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                      Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                            PCIVs 3.6.1.3
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                            REQUIRED ACTION                                                        COMPLETION TIME feedwater line leakage rate D.                [ One or more                                      D.1                                                                      Restore leakage rate to [4 hours for 3.6.1.2 Action e                      [secondary containment                                                          within limit.                                                        hydrostatically tested                                                  9 bypass leakage rate,                                                      ]                                                                        line leakage [          not on a main steam            [MSIV leakage rate,]                                                                                                                                closed system))
line            [purge valve leakage                                                                                                                                                        4 hours for or      rate,]                                                                  [hydrostatically                                                            AND                  feedwater line                                    4 tested line leakage rate,]                                                                                                                                                    leakage
[or] [EFCV leakage rate]                                                                                                                            [4                                hours for 3.6.1.2 Action d                      not within limit.                                                                                                                                    secondary containment bypass leakage]
 
AND                                    main steam line
 
3.4.7 Action a                                                                                                                                                                            [8 hours for MSIV                                                      4 leakage]
 
AND
 
[24 hours for purge                                                    4 3.6.1.8 Action b                                                                                                                                                                          valve leakage]
 
AND
 
[72 hours for                                                          4 DOC L02                                                                                                                                                                                    hydrostatically tested line leakage [          on a                                          4 closed system]
 
[AND 4
7 days for EFCV leakage                                                                  ]
 
E.                    [ One or more                                    E.1                                                                        Isolate the affected 24                                            hours penetration flow paths                                                          penetration flow path by with one or more                                                                use of at least one [closed                                          [OR containment purge                                                              and de-activated automatic valves not within purge                                                        valve, closed manual valve,                                          In accordance with                                                      4 valve leakage limits.                                                          or blind flange].                                                    the Risk Informed Completion Time Program]
 
AND
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                              Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                          PCIVs 3.6.1.3
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                                    REQUIRED ACTION                                                                                  COMPLETION TIME
 
E.2                                                                        --------------NOTES                                                                                                                                                                                        -------------
: 1.                                                      Isolation devices in high radiation areas may be verified by use of administrative means.
: 2.                                                      Isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured may be verified by use of administrative means.
 
Verify the affected Once per 31                                                        days penetration flow path is                                                                      [following isolation]
isolated.                                                                                    for isolation devices outside containment                                                                            4
 
AND
 
Prior to entering MODE 2 or 3 from MODE  4 if not performed  within the previous 92                                                        days for isolation devices inside containment
 
AND
 
E.3                                                                        Perform SR 3.6.1.3.7 for                    Once per [92]                                                                              days the resilient seal purge                                                                      [following isolation]                                                        ]
valves closed to comply with Required Action                                            E.1.
 
E                                                                                              E 3.6.3 Action a                          F.                      Required Action and                                                    F.1                                                                                                          Be in MODE 3. 12                                            hours                                      5 3.6.3 Action b                                    associated Completion 3.4.7 Action a.2                                  Time of Condition                                            A, B,                AND C, D, or E                          not met.                                                  E                                                                                                                                                                                                          5 D                                            F.2                                                                                                          Be in MODE 4. 36                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                    Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        PCIVs 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                                                        FREQUENCY
 
SR  3.6.1.3.1                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify each [18]                                                        inch primary containment purge [ 31                                            days valve is sealed closed except for one purge valve in a penetration flow path while in Condition                                              E of this                                                                                                                          OR LCO.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        2 In accordance                                                                                                  6 with the Surveillance Frequency Control Program ] ]
 
1 SR  3.6.1.3.2                                                                                                                                                                                                                                                        ------------------------------NOTE                                                                                                                                                                                        ------------------------------- 7 Not required to be met when the [18]                                                                                                                                                                                                                  inch primary 1 3.6.1.8                                supply and exhaust isolation                                                            containment purge                                            valves                    are open fo                                                                                                                                  r inerting, de-4.6.1.8.1                              valves in one supply line and one exhaust line                                                      inerting, pressure control, ALARA or air quality considerations for personnel entry, or Surveillances that require the valves to be open.
 
Verify each [18]                                                                                        inch primary containment purge [ 31                                            days 1 valve is closed.                                                                                  supply and exhaust isolation                                                                                                                                                                                                  4 OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ] ]                                                                                                      4
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                                                Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          PCIVs 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                                                FREQUENCY
 
2 SR  3.6.1.3.3                                                                                                                                                                                                                                                        ------------------------------NOTES                                                                                                                                                                                        ----------------------------- 7 4.6.1.1.b                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              1.                                                                Valves and blind flanges in high radiation areas Note **                                                                                                                                    may be verified by use of administrative means.
: 2.                                                                Not required to be met for PCIVs that are                        open under administrative controls.
Verify each primary containment isolation manual  [ 31                                            days 1
 
4.6.1.1.b                                                                                                                  valve and blind flange that is located outside primary                                                                                                                                                                                                                                                                          4 containment and not locked, sealed, or otherwise                                                                                                                                                                  OR secured and is required to be closed during accident conditions is closed.                                                                                                                                                                                              In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                                                                            4
 
3 SR  3.6.1.3.4                                                                                                                                                                                                                                                        ------------------------------NOTES                                                                                                                                                                                        ----------------------------- 7 4.6.1.1.b                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              1.                                                                Valves and blind flanges in high radiation areas Note **                                                                                                                                    may be verified by use of administrative means.
: 2.                                                                Not required to be met for PCIVs that are                        open under administrative controls.
 
Verify each primary containment manual isolation Prior to entering 4.6.1.1.b                                                                                                                  valve and blind flange that is located inside primary                                                                                                                                                              MODE 2 or 3 from containment and not locked, sealed, or otherwise                                                                                                                                                                  MODE 4 if secured and is required to be closed during accident                                                                                                                                                              primary conditions is closed.                                                                                                                                                                                              containment was de-inerted while in MODE 4, if not performed within the previous 92                                            days
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                                          Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                PCIVs 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                                    FREQUENCY
 
4 4.6.3.5.a                                      SR  3.6.1.3.5                                                                                                                                                                                                                                                        Verify continuity of the traversing incore probe (TIP) [ 31                                            days 7 shear isolation valve explosive charge.                                                                                                                                                                                                                                                                  4 OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                                                                    4
 
5 4.6.3.3                                        SR  3.6.1.3.6                                                                                                                                                                                                                                                        Verify the isolation time of each power operated [ In accordance                          7            4 automatic PCIV, [                      except for MSIVs], is within limits.                                                                                                                          with the INSERVICE TESTING PROGRAM
 
OR
 
[92                                            days]
 
OR 4
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.3-9                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                            Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            PCIVs 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                          FREQUENCY
 
6 4.6.1.8.2                                  SR  3.6.1.3.7                                                                                                                                                                                                                                                        Perform leakage rate testing for each primary [ 184                                                                  days 7 containment purge valve with resilient seals          .                                                                                                                                                                                                                1 supply and exhaust isolation                                                        in accordance with the Primary                                                                    OR Containment Leakage Rate Testing Program                                                                  In accordance                                                                                  4 Primary                                    with the DOC LA05                                                                                                                                                                                                                                            Containment                                      Surveillance Leakage Rate                                        Frequency Testing Program                                        Control Program ]
 
AND
 
Once within                                                                                    1 92                                            days after opening the valve
 
7 3.4.7                                      SR  3.6.1.3.8                                                                                                                                                                                                                                                        Verify the isolation time of each MSIV is [ In accordance      7 4.4.7                                                                                                        [2]                                            seconds and                                                                                          [8]                                            seconds. with the                                                                4 3                                                              5                                                                                                      INSERVICE TESTING PROGRAM
 
OR
 
[ [18]                                            months]
 
OR 4
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                            3.6.1.3-10                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                    Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                    PCIVs 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                      FREQUENCY
 
8 4.6.3.2                                SR  3.6.1.3.9                                                                                                                                                                                                                                                        Verify each automatic PCIV actuates to the isolation [ [18]                                                                  months 7 position on an actual or simulated isolation signal.                                                                                                                                                                                                    4 OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                                                  4 Not required to be performed on the reactor vessel head seal leak detection line                                  EFCV                                      .
                                      ---------------------------------REVIEWER'S                                                NOTE----------------------------------
The bracketed portions of the SR apply to the representative sample as                                                                                                                                                                                                                                          8 discussed in NEDO-32977-A.
                                      -----------------------------------------------------------------------------------------------                                                                                                                                                                                                1 9
4.6.3.4                                SR  3.6.1.3.10                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify each [a representative sample of]                                                                  reactor [ [18]                                                                  months 7 to the isolation position                              instrumentation line EFCV actuates [          on a simulated                                                                                                                                                                                          4 instrument line break to restrict flow to        1 gph].                                                                                                          OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                                                  4
 
10 4.6.3.5.b                              SR  3.6.1.3.11                                                                                                                                                                                                                                                                              Remove and test the explosive squib from each [ [18]                                                                  months on a 7 shear isolation valve of the TIP System.                                                                                                                            STAGGERED TEST BASIS                                                                          4
 
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                                                  4
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                            3.6.1.3-11                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                  Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          PCIVs 3.6.1.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                        FREQUENCY
 
SR  3.6.1.3.12                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify the combined leakage rate for all secondary In accordance containment bypass leakage paths is              [  ]                      La when                                                                                                    with the Primary pressurized to  [  ]                      psig.                                                                                                                                      Containment                                                                                    9 Leakage Rate Testing Program ]
 
mn s                      le 3.6.1.2.c                                  SR  3.6.1.3.13                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify leakage rate through each MSIV                                  is [In accordance 7 4.6.1.2.f                                                                                                    [11.5]                                                                                                    scfh when tested at                                                                                                                [28.8]                                                                                                    psig. with the Primary 1 150 scfh and  2cfh                                                            5                                                                  Containment                                                                                    4 cned througl four                                                                                                                                    Leakage Rate sines                                                                                                                            Testing Program]
 
3.6.1.2.e                                  SR  3.6.1.3.14                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify combined leakage rate through hydrostatically In accordance7 4.6.1.2.h                                                                                                  tested lines that penetrate the primary containment                                                                                                                                    with the Primary is within limits.                                                                                                                                                                      Containment                                                                                    1 Leakage Rate Testing Program
 
SR  3.6.1.3.15                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify each [  ]                      inch primary containment purge [ [18]                                                                  months valve is blocked to restrict the valve from opening
                                                                                                            > [50]%.                                                                                                                                                                                OR 6
In accordance                                                                                  2 with the Surveillance Frequency Control Program ] ]
 
SR 3.6.1.3.13                                                                                                                                                                                                                      Vi cned leakage rrough c                                                                                                                                                                                                                                  ontaiisativ which form In accth the 3.6.1.2.d                                                                                ry the long-                                                                                                                                                                                                                        termeal of the feedwatines is                                                                                                                                                    thin limi                                                          . Primy Containm 4.6.1.2.g                                                                                                                                                                                                                                                                                          age Rate Tesng P          rogr                                                                                1
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                            3.6.1.3-12                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                    Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.3, PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are r        emoved                                            and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis. Hope Creek Generating Station (HCGS) has replaced the purge valve resilient seals with mechanical seals. HCGS was allowed to remove the restriction                                                                for the purge valves to be sealed closed during MODES 1, 2, or 3, by License Amendment 16 (ADAMS Accession No. ML011770007)
: 3.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis. In addition, Changes were adopted into NUREG 1433 Volume 1, Revision 4, associated with Technical Specification Task Force (TSTF) Traveler TSTF-                    454, "Extend PCIV Completion Times (NEDC-33046) Revision 1."  This proposed change allows 7 days, versus 4 hours or 72 hours, to restore an inoperable PCIV (or isolate the affected penetration) based on the evaluations in NEDC-33046-                                                                                                            A, "Technical Justification to Support Risk-Informed Primary Containment Isolation Valve AOT Extensions for BWR Plants," dated January 2005. HCGS is not adopting this TSTF, reverting back to using NUREG-1433,                                                                                        Volume 1, Revision 3.1,                      as the basis for the ISTS markup (reference Federal Register 70 FR 73802,                                                                                                              TSTF-                                                454, Revision 1, Notice of A          vailability).
: 4.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 5.                    Changes have been made to add or delete Actions. The subsequent Actions and Required Actions have been renumbered to reflect the additions and/or                                                                            deletions.
: 6.                    HCGS has replaced the purge valve resilient seals with mechanical seals. HCGS was allowed to remove the restriction for the purge valves to be sealed closed during MODES 1, 2, or 3, by License Amendment 16 (ADAMS A        ccession No.
ML011770007)
: 7.                    Changes have been made to add or delete Surveillance Requirements. The subsequent Surveillance Requirements have been renumbered to reflect the additions and/or deletions.
: 8.                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
: 9.                    ISTS SR 3.6.1.3.12 and portions of ACTION D, which address secondary bypass leakage, are not included in the ITS consistent with HCGS current licensing basis.
As a result, subsequent requirements are renumbered or relabeled, as applicable, to reflect this change.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Bases Justification for Deviations (JFDs)
 
PCIVs B 3.6.1.3
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.3  Primary Containment Isolation Valves (PCIVs)
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                The function of the PCIVs, in combination with other accident mitigation systems, is to limit fission product release during and following postulated Design Basis Accidents (DBAs) to within limits. Primary containment isolation within the time limits specified for those isolation valves designed to close automatically ensures that the release of radioactive material to the environment will be consistent with the assumptions used in the analyses for a DBA.
 
The OPERABILITY requirements for PCIVs help ensure that an adequate primary containment boundary is maintained during and after an accident by minimizing potential paths to the environment. Therefore, the OPERABILITY requirements provide assurance that primary containment function assumed in the safety analyses will be maintained. These isolation devices are either passive or active (automatic). Manual valves, de-                                          activated automatic valves secured in their closed position (including check valves with flow through the valve secured), blind flanges, and closed systems are considered passive devices. Check valves, or other automatic valves designed to close without operator action following an accident, are considered active devices. Two barriers in series are provided for each penetration so that no single credible failure or malfunction of an active component can result in a loss of isolation or leakage that exceeds limits assumed in the safety analyses. One of these barriers may be a closed system.
 
The reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers serve a dual function, one of which is primary containment isolation. However, since the other safety function of the vacuum breakers would not be available if the normal PCIV actions were taken, the PCIV OPERABILITY requirements are not applicable to the reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers valves. Similar surveillance requirements in the LCO for reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers 26 inches in diameter to the    provide assurance that the isolation capability is available without drywell while the line to the    conflicting with the vacuum relief function.
suppression chamber is 24 similarly 26 inches in        The primary containment purge lines are [18]          inches in diameter; vent diameter from the drywell        lines are [18] inches in diameter. The [18]          inch primary containment                                      2 while the line from the suppression chamber is 24        purge valves are normally maintained                                                                  closed in MODES 1, 2, and                                                                              3 to ensure the primary containment boundary is maintained. The isolation valves on the [18]                                                      inch vent lines have [          2] inch bypass lines around them 2 for use during normal reactor operation. Two additional redundant excess flow isolation dampers are provided on the vent line upstream of                                              1 the Standby Gas Treatment (SGT) System filter trains. These isolation dampers, together with the PCIVs, will prevent high pressure from
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
BACKGROUND  (continued)
 
reaching the SGT System filter trains in the unlikely event of a loss of coolant accident (LOCA) during venting.            Closure of the excess flow isolation dampers will not prevent the SGT System from performing its                                                      1 design function (that is, to maintain a negative pressure in the secondary containment). To ensure that a vent path is available, a [2] inch bypass line is provided around the dampers.
 
APPLICABLE                                                                                                                                    The PCIVs LCO was derived from the assumptions related to minimizing SAFETY                                                                                                                                                                                                                  the loss of reactor coolant inventory, and establishing the primary ANALYSES                                                                                                                                                                      containment boundary during major accidents. As part of the primary containment boundary, PCIV OPERABILITY supports leak tightness of primary containment. Therefore, the safety analysis of any event requiring isolation of primary containment is applicable to this LCO.
 
The DBAs that result in a release of radioactive material within primary containment are a LOCA and a main steam line break (MSLB). In the analysis for each of these accidents, it is assumed that PCIVs are either closed or close within the required isolation times following event initiation. This ensures that potential paths to the environment through PCIVs (including primary containment purge valves) are minimized. Of the events analyzed in Reference 1, the MSLB is the most limiting event due to radiological consequences. The closure time of the main steam isolation valves (MSIVs) is a significant variable from a radiological standpoint. The MSIVs are required to close within 3                    to 5 seconds since the 5 second closure time is assumed in the analysis. The safety analyses assume that the purge valves were closed at event initiation.
. For the first 375 seconds primary      Likewise, it is assumed that the primary containment is isolated such that containment leakage at t                                                      he release of fission products to the environment is controlled.
maximum allowable leakage rate                                                          375 (La) is released directly to the        The DBA analysis assumes that within 60                                seconds of the accident,                            1 environment with no credit for holdup or filtration.        The                                time of isolation of the primary containment is complete and leakage is 375 seconds is the draw down            terminated, except for the maximum allowable leakage rate, L                                          a. The time, i.e., the time it takes to bring    primary containment isolation total response time of 60                                                      seconds includes the                                reactor building pressure down                                                                                                  1 to 0.25-                              inch water gauge negative signal delay, diesel generator startup (for loss of offsite power), and PCIV pressure relative to adjacent          stroke times.
areas. After 375 seconds, primary containment leakage is via the reactor building through the          [The single failure criterion required to be imposed in the conduct of unit                                                2 Filtration Recirculation and          safety analyses was considered in the original design of the primary Ventilation System (FRVS).
containment purge valves. Two valves in series on each purge line provide assurance that both the supply and exhaust lines could be isolated even if a single failure occurred.]                                                                              2
 
[The primary containment purge valves may be unable to close in the environment following a LOCA. Therefore, each of the purge valves is                                                      2 required to remain sealed closed during MODES 1, 2, and 3. In this case, the single failure criterion remains applicable to the primary containment
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                              Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
APPLICABLE SAFETY ANALYSES  (continued)
 
purge valve due to failure in the control circuit associated with each valve.                                                2 The primary containment purge valve design precludes a single failure from compromising the primary containment boundary as long as the system is operated in accordance with this LCO.]                                                                            2
 
PCIVs satisfy Criterion 3 of 10 CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    PCIVs form a part of the primary containment boundary. The PCIV safety function is related to minimizing the loss of reactor coolant inventory and establishing the primary containment boundary during a DBA.
 
The power operated, automatic isolation valves are required to have isolation times within limits and actuate on an automatic isolation signal.
The [18] inch purge valves must be maintained sealed closed [or blocked                                                      8 to prevent full opening]. While the reactor building-                                                                to-suppression chamber vacuum breakers isolate primary containment penetrations, they are excluded from this Specification. Controls on their isolation function are adequately addressed in LCO 3.6.1.7, "Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers."  The valves covered by this LCO are listed with their associated stroke times in Reference                    2.
 
The normally closed PCIVs are considered OPERABLE when manual valves are closed or open in accordance with appropriate administrative controls, automatic valves are de-activated and secured in their closed position, blind flanges are in place, and closed systems are intact. These passive isolation valves and devices are those listed in Reference 2.
 
Purge valves with resilient seals, secondary bypass valves, MSIVs, and hydrostatically tested valves must meet additional leakage rate requirements. Other PCIV leakage rates are addressed by LCO 3.6.1.1, "Primary Containment," as Type                                          B or C testing.
 
This LCO provides assurance that the PCIVs will perform their designed safety functions to minimize the loss of reactor coolant inventory and establish the primary containment boundary during accidents.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a DBA could cause a release of radioactive material to primary containment. In MODES 4 and                      5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations of these MODES. Therefore, PCIVs are not required to be OPERABLE and the primary containment purge valves are not required to be sealed closed in MODES 4 and 5.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                              Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                      The ACTIONS are modified                                          by a Note allowing penetration flow path(s)
[except for purge valve flow path(s)] to be unisolated intermittently under                                            2 administrative controls. These controls consist of stationing a dedicated operator at the controls of the valve, who is in continuous communication with the control room. In this way, the penetration can be rapidly isolated when a need for primary containment isolation is indicated. Due to the size of the primary containment purge line penetration and the fact that those penetrations exhaust directly from the containment atmosphere to the environment, the penetration flow path containing these valves is not                                              1 allowed to be opened under administrative controls. A single purge valve in a penetration flow path may be opened to effect repairs to an inoperable valve, as allowed by SR 3.6.1.3.1.
 
A second Note has been added to provide clarification that, for the purpose of this LCO, separate Condition entry is allowed for each penetration flow path. This is acceptable, since the Required Actions for each Condition provide appropriate compensatory actions for each inoperable PCIV. Complying with the Required Actions may allow for continued operation, and subsequent inoperable PCIVs are governed by subsequent Condition entry and application of associated Required Actions.
 
The ACTIONS are modified by Notes 3 and 4. Note 3 ensures that appropriate remedial actions are taken, if necessary, if the affected system(s) are rendered inoperable by an inoperable PCIV (e.g., an Emergency Core Cooling System subsystem is inoperable due to a failed open test return valve). Note                    4 ensures appropriate remedial actions are taken when the primary containment leakage limits are exceeded.
Pursuant to LCO 3.0.6, these actions are not required even when the associated LCO is not met. Therefore, Notes 3 and                                            4 are added to require the proper actions be taken.
 
                              ---------------------------------  REVIEWER'S NOTE -----------------------------------
The bracketed phrase "following isolation" in the Completion Times for Required Actions A.2, C.2, E.2, and E.3 is only applicable to plants that                                            3 have adopted a Risk Informed Completion Time Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
A.1 and A.2
 
                              -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Adoption of a Completion Time greater than 4 hours requires implementation of the following commitment: "Each licensee requesting extended Completion Times for PCIVs must commit to enhancing its configuration risk management program (CRMP), including those                                                      3 implemented under 10 CFR 50.65(a)(4), the Maintenance Rule, to include a Large Early Release Fraction (LERF) methodology and assessment.
This commitment and the CRMP enhancements must be documented in the licensees plant-specific application."
 
main steam    With one or more penetration flow paths with one PCIV inoperable, line      [except for secondary containment bypass leakage rate,          MSIV leakage rate, purge valve leakage rate, or          hydrostatically tested line leakage rate                              2
            , or feedwater    or EFCV leakage rate not within limit]                , the affected penetration flow paths line leakage    must be isolated. The method of isolation must include the use of at least rate        one isolation barrier that cannot be adversely affected by a single active failure. Isolation barriers that meet this criterion are a closed and de-activated automatic valve, a closed manual valve, a blind flange, and a check valve with flow through the valve secured. For a penetration isolated in accordance with Required Action                                          A.1, the device used to isolate the penetration should be the closest available valve to the primary containment. The Required Action must be completed within the specified                                            Completion Time                      (4 hours for [feedwater isolation valves (FWIVs) and residual heat removal (RHR) shutdown cooling suction line PCIVs]; 8 hours for MSIVs; [and 7 days for other PCIVs in primary containment penetration flow paths with two [or more] PCIVs];        [or in                                      2 accordance with the Risk Informed Completion Time Program]). For
[FWIVs and RHR shutdown cooling suction line PCIVs], a 4 hour Completion Time is allowed. The Completion Time of 4                                hours is reasonable considering the time required to isolate the affected penetration and the relative importance of supporting primary containment OPERABILITY during MODES                          1, 2, and                                                                            3. For MSIVs, an 8 hour Completion Time is allowed.  [Alternatively, a Completion Time can be determined in accordance with the Risk Informed Completion                                                  2 Time Program.]  The Completion Time of 8                                                      hours allows a period of time to restore the MSIVs to OPERABLE status given the fact that MSIV closure will result in isolation of the main steam line(s) and a potential for plant shutdown.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
The 7                                                                                                      day Completion Time is only allowed for those plants which adopt NEDC-                                                        33046-                                                                                                            A, "Technical Justification to Support Risk-Informed Primary Containment Isolation Valve AOT Extensions for BWR Plants,"
dated January 2005, including the conditions descried in the incorporated                                                  4 Safety Evaluation.
 
Otherwise, a 4 hour Completion Time must be maintained for PCIVs other than MSIVs.
 
[For other PCIVs in primary containment penetration flow paths with two
[or more] PCIVs, a 7 day Completion Time is allowed.  [Alternatively, a Completion Time can be determined in accordance with the Risk Informed Completion Time Program.]  The Completion                                                      Time of 7 days      2 provides the capability for on-line maintenance, repair, and testing of a PCIV and is reasonable considering the relative importance of supporting primary containment OPERABILITY in MODES 1, 2, and                    3 (Ref. 3). ]
 
For affected penetrations that have been isolated in accordance with Required Action                                          A.1, the affected penetration flow path(s) must be verified to be isolated on a periodic basis. This is necessary to ensure that primary containment penetrations required to be isolated following an accident, and no longer capable of being automatically isolated, will be in the isolation position should an event occur. This Required Action does not require any testing or device manipulation. Rather, it involves verification that those devices outside containment and capable of potentially being mispositioned are in the correct position. The Completion Time of "once per 31                                                      days [following isolation] for isolation 2 devices outside primary containment" is appropriate because the devices are operated under administrative controls and the probability of their misalignment is low. For the devices inside primary containment, the time period specified "prior to entering MODE 2 or 3 from MODE 4, if primary containment was de-                                                    inerted while in MODE 4, if not performed within the previous 92 days" is based on engineering judgment and is considered reasonable in view of the inaccessibility of the devices and other administrative controls ensuring that device misalignment is an unlikely possibility.
 
Condition                                            A is modified by a Note indicating that this Condition is only applicable to those penetration flow paths with two [or more]                                PCIVs. For                  2 penetration flow paths with one PCIV, Condition                                            C provides the appropriate Required Actions.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                              Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
Required Action                                          A.2 is modified by two Notes. Note 1 applies to isolation devices located in high radiation areas and                                                                          allows them to be verified by use of administrative means. Allowing verification by administrative means is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted. Note 2 applies to isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured in position and allows these devices to be verified closed by use of administrative means. Allowing verification by administrative means is considered acceptable, since the function of locking, sealing, or securing components is to ensure that these devices are not inadvertently repositioned. Therefore, the probability of misalignment of these devices, once they have been verified to be in the proper position, is low.
 
B.1
 
main steam    With one or more penetration flow paths with two [or more] PCIVs line      inoperable, [except for secondary containment bypass leakage rate,                                                      2 MSIV                          leakage rate, purge valve leakage rate, or          hydrostatically tested line leakage rate or          EFCV leakage rate                      not within limit,] either the inoperable
              , or feedwater    PCIVs must be restored to OPERABLE status or the affected penetration line leakage    flow path must be isolated within 1                                                      hour. The method of isolation must rate include the use of at least one isolation barrier that cannot be adversely affected by a single active failure. Isolation barriers that meet this criterion are a closed and de-                                                                          activated automatic valve, a closed manual valve, and a blind flange. The 1                                hour Completion Time is consistent with the ACTIONS of LCO 3.6.1.1.
 
Condition                                            B is modified by a Note indicating this Condition is only applicable to penetration flow paths with two [or more]          PCIVs. For                                          2 penetration flow paths with one PCIV, Condition                                            C provides the appropriate Required Actions.
 
C.1 and C.2
 
main steam    With one or more penetration flow paths with one PCIV inoperable, line      [except for secondary containment bypass leakage rate,          MSIV leakage rate, purge valve leakage rate, or          hydrostatically tested line leakage rate                                  2
 
              , or feedwater  or EFCV leakage rate not within limit,] the inoperable valve must be line leakage    restored to OPERABLE status or the affected penetration flow path must rate        be isolated. The method of isolation must include the use of at least one isolation barrier that cannot be adversely affected by a single active failure. Isolation barriers that meet this criterion are a closed and de-activated automatic valve, a closed manual valve, and a blind flange. A check valve may not be used to isolate the affected penetration.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
                                -----------------------------------            REVIEWERS NOTE-----------------------------------
The 7                                                                                                    day Completion Time is only allowed for those plants which adopt NEDC-                                                        33046-                                                                                                            A, including the conditions described in the incorporated Safety Evaluation. Otherwise, a 4 hour Completion Time is provided for most penetrations and a 72                                          hour Completion Time is provided for closed              4 system penetrations and EFCVs (for cases other than closed system penetrations and EFCVs, if a plant specific evaluation is provided for NRC review and accepted for a Completion Time of 72                    hours, the Completion Time may be simplified to state 72 hours).
 
The Completion Time of [4] hours is reasonable considering the time                                                          2 required to isolate the penetration and the relative importance of supporting primary containment OPERABILITY during MODES 1, 2, and                                                                  3.  [ The Completion Time of 72 hours for penetrations with a closed 2 system is reasonable considering the relative stability of the closed system (hence, reliability) to act as a penetration isolation boundary and the relative importance of supporting primary containment OPERABILITY 4  during MODES 1, 2, and                    3. The closed system must meet the requirements of Reference 6                              . The Completion Time of 72 hours for                              1 EFCVs is also reasonable considering the instrument and the small pipe diameter of penetration (hence, reliability) to act as a penetration isolation boundary and the small pipe diameter of the affected penetrations.]  [The Completion Time of 7                                days, for EFCVs and penetrations with a closed system, provides the capability for on-                                                      line maintenance, repair, and  2 testing of a PCIV and is reasonable considering the relative importance of supporting primary containment OPERABILITY in MODES                                                                                        1, 2, and 3 (Ref. 3).]  In the event the affected penetration flow path is isolated in accordance with Required Action                                          C.1, the affected penetration must be verified to be isolated on a periodic basis. This is necessary to ensure that primary containment penetrations required to be isolated following an accident are isolated. The Completion Time of once per 31                                                      days
[following isolation] for verifying each affected penetration is isolated is                                                  2 appropriate because the valves are operated under administrative controls and the probability of their misalignment is low.
 
Condition                                            C is modified by a Note indicating that this Condition is only applicable to penetration flow paths with only one PCIV. For penetration flow paths with two [or more] PCIVs, Conditions A and                                                                                B provide the 2 appropriate Required Actions.
 
Required Action                                            C.2 is modified                                            by two Notes. Note 1 applies to valves and blind flanges located in high radiation areas and allows them to be verified by use of administrative means. Allowing verification by administrative means is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted. Note 2 applies to isolation devices that are
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.3-8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
locked, sealed, or otherwise secured in position and allows these devices to be verified closed by use of administrative means. Allowing verification by administrative means is considered acceptable, since the function of locking, sealing, or securing components is to ensure that these devices are not inadvertently repositioned. Therefore, the probability of misalignment of these valves, once they have been verified to be in the proper position, is low.
 
[ D.1                                                                                                                  2
 
main steam    With the [secondary containment bypass leakage rate                                                      (SR 3.6.1.3.12),]
line      [MSIV leakage rate (SR 3.6.1.3.13),] [purge valve leakage rate                                1 6    (SR 3.6.1.3.7          ),] [or] [hydrostatically tested line leakage rate                                            2 2
              , or feedwater    (SR 3.6.1.3.14),] [or] [EFCV leakage rate (SR 3.6.1.3.10)] not within limit, line leakage rate    the assumptions of the safety analysis may not be met. Therefore, the (SR 3.6.1.3.13)    leakage must be restored to within limit. Restoration can be accomplished by isolating the penetration that caused the limit to be exceeded by use of one closed and de-activated automatic valve, closed manual valve, or blind flange. When a penetration is isolated, the leakage rate for the isolated penetration is assumed to be the actual pathway leakage through the isolation device. If two isolation devices are used to isolate the penetration, the leakage rate is assumed to be the lesser actual pathway leakage of the two devices. The 4 hour Completion Time for hydrostatically tested line leakage [not on a closed system] and                                              2 for secondary containment bypass leakage is reasonable considering the time required to restore the leakage by isolating the penetration and the                                              1 relative importance of secondary containment bypass leakage to the main steam    overall containment function. For                                          MSIV leakage, an 8                      hour Completion line      Time is allowed. The Completion Time of 8                                hours for MSIV                          leakage allows a period of time to restore the MSIVs to OPERABLE status given the fact the MSIV closure will result in isolation of the main steam line(s) and potential for plant shutdown.  [                              The 24 hour Completion                      Time for purge valve leakage is acceptable considering the purge valves remain closed so that a gross breach of the containment does not exist.] [The                                                2 The 4 hour Completion Time      72                                            hour Completion Time for hydrostatically tested line leakage [                                                                          on a for feedwater line                              leakage is closed system] is acceptable based                                          on the available water seal expected reasonable considering the      to remain as a gaseous fission product boundary during the accident, and time required to restore the    the associated closed system.]  [The 72                                                      hour Completion Time for EFCV 1 leakage by isolating the penetration.            leakage is acceptable based on the instrument and the small pipe diameter of the penetration (hence, reliability) to act as a penetration                                              2 isolation boundary.]  [The 7                                                      day Completion Time for EFCV leakage is acceptable based on the evaluations documented in Reference                    3.]
 
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BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
The bracketed options provided in ACTION D reflect options in plant design and options in adopting the associated leakage rate Surveillances.
 
The options (both in ACTION D and ACTION E) for purge valve leakage, are based primarily on the design. If leakage rates can be measured separately for each purge valve, ACTION E is intended to apply. This would be required to be able to implement Required Action E.3. Should the design allow only for leak testing both purge valves simultaneously, then the Completion Time for ACTION D should include the "24                                        hours for purge valve leakage" and ACTION E should be eliminated.
 
The option for EFCV is based on the acceptance criteria of SR 3.6.1.3.10.
If the acceptance criteria is a specific leakage rate (e.g., 1 gph) then the Completion Time for ACTION D should include the "72 hours for EFCV leakage," or "7                      days for EFCV leakage."  If the acceptance criteria for SR 3.6.1.3.10 is non-specific (e.g., "actuates to the closed position") then there is no specific leakage criteria and the EFCV Completion Time is not adopted.                                                                                                                5
 
Similarly, adopting Completion Times for secondary containment bypass and/or hydrostatically tested lines is based on whether the associated SRs are adopted.
 
The additional bracketed options for whether the hydrostatically tested line is with or without a closed system is predicated on plant-specific design. If the design is such that there are not both types of hydrostatically tested lines (some with and some without closed systems),
the specific 'closed system' wording can be removed and the appropriate 4 or 72                                                      hour Completion Time retained. In the event there are both types, the                                            clarifying wording remains and the brackets are removed. ]
 
The 7                                                                                                    day Completion Time for restoration of EFCV leakage is only allowed for those plants that adopt NEDC-33046-                                                                                                          A, including the conditions described in the incorporated Safety Evaluation. Otherwise, a 72                                            hour Completion Time is provided for the condition of EFCV leakage not within limits.
 
[ E.1, E.2, and E.3
 
In the event one or more containment purge valves are not within the                                                    2 purge valve leakage limits, purge valve leakage must be restored to within limits or the affected penetration must be isolated. The method of isolation must be by the use of at least one                                                                isolation barrier that cannot be
 
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BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
adversely affected by a single active failure. Isolation barriers that meet this criterion are a [closed and de-activated automatic valve, closed manual valve, and blind flange]. If a purge valve with resilient seals is utilized to satisfy Required Action                      E.1, it must have been demonstrated to meet the leakage requirements of SR 3.6.1.3.7. The specified Completion Time is reasonable, considering that one containment purge valve remains closed so that a gross breach of containment does not exist.  [Alternatively, a Completion Time can be determined in accordance with the Risk Informed Completion Time Program.]
 
In accordance with                      Required Action                                            E.2, this penetration flow path
[following isolation] must be verified to be isolated on a periodic basis.
The periodic verification is necessary to ensure that containment penetrations required to be isolated following an accident, which                                                                          are no longer capable of being automatically isolated, will be in the isolation position should an event occur. This Required Action does not require any testing or valve manipulation. Rather, it involves verification that those isolation devices outside containment and potentially capable of being mispositioned are in the correct position. For the isolation devices inside containment, the time period specified as "prior to entering MODE 2 or 3 from MODE 4 if not performed within the previous 92                                                      days" is based on engineering judgment and is considered reasonable in view                                            2 of the inaccessibility of the isolation devices and other administrative controls that will ensure that isolation device misalignment is an unlikely possibility.
 
For the containment purge valve with resilient seal that is isolated in accordance with Required Action                                          E.1, SR 3.6.1.3.7 must be performed at least once every [  ] days [following isolation]. This provides assurance that degradation of the resilient seal is detected and confirms that the leakage rate of the containment purge valve does not increase during the time the penetration is isolated. The normal Frequency for SR 3.6.1.3.7 is 184                                                                            days. Since more reliance is placed on a single valve while in this Condition, it is prudent to perform the SR more often. Therefore, a Frequency of once per [  ]                      days was chosen and has been shown to be acceptable based on operating experience.
 
Required Action E.2 is modified by two Notes. Note 1 applies to isolation devices located in high                                          radiation areas and allows these devices to be verified closed by use of administrative means. Allowing verification by administrative means is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted. Note 2 applies to isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured in position and allows these devices to be verified closed by use of administrative means. Allowing verification
 
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BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
by administrative means is considered acceptable, since the function of locking, sealing, or securing components is to ensure that these devices                                                2 are not inadvertently repositioned. ]
 
E F.1 and F          .2                                                                                                    9
 
If any Required Action and associated Completion Time cannot be met, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply.
To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours and to MODE 4 within 36 hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            [ SR  3.6.1.3.1 REQUIREMENTS Each [18] inch primary containment purge valve is required to be verified sealed closed. This SR is designed to ensure that a gross breach of primary containment is not caused by an inadvertent or spurious opening of a primary containment purge valve. Detailed analysis of the purge valves failed to conclusively demonstrate their ability to close during a LOCA in time to limit offsite doses. Primary containment purge valves that are sealed closed must have motive power to the valve operator removed. This can be accomplished by de-                                                    energizing the source of  2 electric power or removing the air supply to the valve operator. In this application, the term "sealed" has no connotation of leak tightness.  [        The 31                                            day Frequency is a result of an NRC initiative, Generic Issue                                          B-24 (Ref. 5) related to primary containment purge valve use during unit operations.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                      6 description, given above, and the                                          appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-12                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
This SR allows a valve that is open under administrative controls to not meet the SR during the time the valve is open. Opening a purge valve under administrative controls is restricted to one valve in a penetration flow path at a given time (refer to discussion for Note                      1 of the ACTIONS) in order to effect repairs to that valve. This allows one purge valve to be opened without resulting in a failure of the Surveillance and resultant                                                2 entry into the ACTIONS for this purge valve, provided the stated restrictions are met. Condition                                          E must be entered during this allowance, and the valve opened only as necessary for effecting repairs. Each purge valve in the penetration flow path may be alternately opened, provided one remains sealed closed, if necessary, to complete repairs on the penetration.
 
1
[ SR  3.6.1.3.2                                                                                                    2    9
 
This SR ensures that the primary containment purge valves are closed as required                                            or, if open, open for an allowable reason. If a purge valve is open in violation of this SR, the valve is considered inoperable. If the inoperable valve is not otherwise known to have excessive leakage when closed, it is not considered to have leakage outside of limits. The SR is modified by a Note stating that the SR is not required to be met when the purge valves are open for the stated reasons. The Note states that these valves may be opened for inerting, de-inerting, pressure control, ALARA or air quality considerations for personnel entry, or Surveillances that require the valves to be open. The [18] inch purge valves are capable of                                              2 closing in the environment following a LOCA. Therefore, these valves are allowed to be open for limited periods of time.  [ The 31                                                                                                                          day Frequency is consistent with other PCIV requirements discussed in SR 3.6.1.3.3. ]                                                  2
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                    6 description, given above, and the                                          appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-13                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued) 2 SR  3.6.1.3.3                                                                                                    9
 
This SR verifies that each primary containment isolation manual valve and blind flange that is located outside primary containment and not locked, sealed, or otherwise secured and is required to be closed during accident conditions is closed. The SR helps to ensure that post accident leakage of radioactive fluids or gases outside the primary containment boundary is within design limits.
 
This SR does not require any testing or valve manipulation. Rather, it involves verification that those PCIVs outside primary containment, and capable of being mispositioned, are in the correct position.  [        Since verification of valve position for PCIVs outside primary containment is relatively easy, the 31 day Frequency was chosen to provide added                                                2 assurance that the PCIVs are in the correct positions.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                              6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              ------------------------------------------------------------------------------------------------                    ]
 
This SR does not apply to valves that are locked, sealed, or otherwise secured in the closed position, since these were verified to be in the correct position upon locking, sealing, or securing.
 
Two Notes have been added to this SR. The first Note allows valves and blind flanges located in high radiation areas to be verified by use of administrative controls. Allowing verification by administrative controls is considered acceptable since the primary containment is inerted and access to these areas is typically restricted during MODES 1, 2, and 3 for ALARA reasons. Therefore, the probability of misalignment of these PCIVs, once they have been verified to be in the proper position, is low.
A second Note has been included to clarify that PCIVs that are open under administrative controls are not required to meet the SR during the time that the PCIVs are open.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-14                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                        Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued) 3 SR  3.6.1.3.4                                                                                                        9
 
This SR verifies that each primary containment manual isolation valve and blind flange that is located inside primary containment and not locked, sealed, or otherwise secured and is required to be closed during accident conditions is closed. The SR helps to ensure that post accident leakage of radioactive fluids or gases outside the primary containment boundary is within design limits. For PCIVs inside primary containment, the Frequency defined as "prior to entering MODE 2 or 3 from MODE 4 if primary containment was de-                                                    inerted while in MODE 4, if not performed within the previous 92 days" is appropriate since these PCIVs are operated under administrative controls and the probability of their misalignment is low. This SR does not apply to valves that are locked, sealed, or otherwise secured in the closed position, since these were verified to be in the correct position upon locking, sealing, or securing.
 
Two Notes have been added to this SR. The first Note allows valves and blind flanges located in high radiation areas to be verified by use of administrative controls. Allowing verification by administrative controls is considered acceptable since the primary containment is inerted and access to these areas is typically restricted during MODES                                                                              1, 2, and 3 for ALARA reasons. Therefore, the probability of misalignment of these PCIVs, once they have been verified to be in their proper position, is low.
A second Note has been included to clarify that PCIVs that are open under administrative controls are not required to meet the SR during the time that the PCIVs are open.
 
4 SR  3.6.1.3.5                                                                                                        9
 
The traversing incore probe (TIP) shear isolation valves are actuated by explosive charges. Surveillance of explosive charge continuity provides assurance that TIP valves will actuate when required. Other Testing of the traversing in-core      administrative controls, such as those that limit the shelf life of the                                Ref. 7 probe system explosive isolation      explosive charges, must be followed.                                              [ The 31 day Frequency is based valves is in accordance with                an on operating experience that has demonstrated the reliability of the exemption to Appendix J as          explosive charge continuity.                                                                                        2 described in the UFSAR (Ref. 7)
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-15                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
                                -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                      6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
5 SR  3.6.1.3.6                                                                                                          9
 
Verifying the isolation time of each power operated, automatic PCIV is within limits is required to demonstrate OPERABILITY. MSIVs may be excluded from this SR since MSIV full closure isolation time is demonstrated by SR 3.6.1.3.7. The isolation time test ensures that the valve will isolate in a time period less than or equal to that assumed in the safety analyses. The isolation time is in accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM.
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
If the testing is within the scope of the licensee's INSERVICE TESTING PROGRAM, the Frequency "In accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM" should be used. Otherwise, the periodic                                                              5 Frequency of 92                      days or the reference to the Surveillance Frequency Control Program should be used.
 
[ The Frequency of this SR is [          in accordance with the requirements of the INSERVICE TESTING PROGRAM] [ 92 days OR                                                                                                                      2
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.]
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                      6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                ----------------------------------------------------------------------------------------------        ].
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-16                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued) 6
[ SR  3.6.1.3.7                                                                                                                            2 3          metal seats, no                                                                9 1
For primary containment purge valves with          resilient seals, additional                                                          8 leakage rate testing beyond the test requirements of 10                                                      CFR                            50, Appendix J, Option  [A][B                      ] (Ref. 4), is required to ensure OPERABILITY.                                            2 Operating experience has demonstrated that this type of seal has the                                                                    8 potential to degrade in a shorter time period than do other seal types.
[ Based on this observation and                                                                                                                      the importance of maintaining this penetration leak tight (due to the direct path between primary containment and the environment), a Frequency of 184          days was established.
2 OR                                                          Primary Containment Leakage Rate Testing
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                      6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                    ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
Additionally, this SR must be performed once within 92                                                                          days after opening the valve. The 92                                                                                                                        day Frequency was chosen recognizing that cycling the valve could introduce additional seal degradation (beyond that                                                              1 which occurs to a valve that has not been opened). Thus, decreasing the interval is a prudent measure after a valve has been opened.
 
7 SR  3.6.1.3.8                                                                                                                            9
 
Verifying that the isolation time of each MSIV is within the specified limits is required to demonstrate OPERABILITY. The isolation time test ensures that the MSIV will isolate in a time period that does not exceed the times assumed in the DBA analyses. This ensures that the calculated radiological consequences of these events remain within 10                                                                            CFR                            100 1 limits.                                                                                                          50.67
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-17                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                    Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
                              -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
If the testing is within the scope of the licensee's INSERVICE TESTING PROGRAM, the Frequency "In accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM" should be used. Otherwise, the periodic                                                          5 Frequency of 18          months or the reference to the Surveillance Frequency Control Program should be used.
 
[ The Frequency of this SR is [          in accordance with the requirements of the INSERVICE TESTING PROGRAM] [18 months
 
OR                                                                                                                  2
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize                    the appropriate Frequency                              6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              ----------------------------------------------------------------------------------------------        ] ].
 
8 SR  3.6.1.3.9                                                                                                      9
 
Automatic PCIVs close on a primary containment isolation signal to prevent leakage of radioactive material from primary containment following a DBA. This SR ensures that each automatic PCIV will actuate 3  to its isolation position on a primary containment isolation signal. The LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST in SR 3.3.6.3.7 overlaps this SR to provide complete testing of the safety function.  [ The [18] month Frequency was developed considering it is prudent that this Surveillance be performed only during a unit outage since isolation of penetrations would eliminate cooling water flow and disrupt the normal operation of many critical components. Operating experience has shown that these                                                2 components usually pass this Surveillance when performed at the
[18] month Frequency. Therefore, the Frequency was concluded to be acceptable from a reliability standpoint.
 
OR
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-18                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                      6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                ------------------------------------------------------------------------------------------------                    ]
9 SR  3.6.1.3.10                                                                                                          9
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
The Surveillance is only allowed for those plants for which NEDO        -
32977-                                                                                                            A, "Excess Flow Check Valve Testing Relaxation," June 2000, is applicable. In addition, the licensee must develop EFCV performance criteria and basis to ensure that their corrective action program can provide meaningful feedback for appropriate corrective actions. The EFCV performance criteria and basis must be found acceptable by the                                                    7 technical staff. If required, an INSERVICE TESTING PROGRAM relief request pursuant to 10 CFR 50.55a needs to be approved by the Technical Staff in order to implement this Surveillance. Otherwise, each EFCV shall be verified to actuate on an [18] month Frequency. The bracketed portions of these Bases apply to the representative sample as discussed in NEDO-32977-                                            A.
 
This SR requires a demonstration that each                                [a representative sample of]                2 actuates to the    reactor instrumentation line excess flow check valves (EFCV) is isolation position  OPERABLE by verifying that the valve [reduces flow to  1 gph on a                                                      2 simulated instrument line break].  [The representative sample consists of an approximately equal number of EFCVs, such that each EFCV is tested at least once every 10 years (nominal). In addition, the EFCVs in the sample are representative of the various plant configurations, models, sizes and operating environments. This ensures that any potentially common problem with a specific type or application of EFCV is detected at the earliest possible time.]                                                                                        2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-19                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
This SR provides assurance that the instrumentation line EFCVs will perform so that predicted radiological consequences will not be exceeded 5  during the postulated instrument line break event evaluated in Reference 7.  [ The [18] month Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the conditions that apply during a plant outage and the potential for an unplanned transient if the Surveillance were performed with the reactor at power. Operating experience has                                                2 shown that these components usually pass this Surveillance when performed at the [18] month Frequency. Therefore, the Frequency was concluded to be acceptable from a reliability standpoint.  [The nominal This SR is modified by a Note that        10                                            year interval is based on performance testing as discussed in NEDO-states that the Surveillance is not      32977-                                                                                                            A, "Excess Flow Check Valve Testing Relaxation."  Furthermore, required to be performed on the          any EFCV failures will be evaluated to determine if additional testing in reactor vessel head seal leak          that test interval is warranted to ensure overall reliability is maintained.
detection line EFCV. The reactor vessel head seal leak detection line      Operating experience has demonstrated that these components are (penetration J5C) is not required to      highly reliable and that failures to isolate                    are very infrequent. Therefore, be tested pursuant to this          testing of a representative sample was concluded to be acceptable from a requirement                because this valve will not be exposed to primary system          reliability standpoint.]                                                                                          2 pressure except under the unlikely                                                                                                                      1 conditions of a seal failure where it    OR could be partially pressurized to                                                                                                                          2 reactor pressure. Any leakage path is restricted at the source;          The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance therefore, surveillance of this valve is not required to be performed.        Frequency Control Program.
 
                                          -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                          ------------------------------------------------------------------------------------------------                    ]
 
0 SR  3.6.1.3.1                      1                                                                              9
 
The TIP shear isolation valves are actuated by explosive charges. An in place functional test is not possible with this design. The explosive squib is removed and tested to provide assurance that the valves will actuate when required. The replacement charge for the explosive squib shall be from the same manufactured batch as the one fired or from another batch Testing of the traversing in-core    that has been certified by having one of the batch successfully fired.
probe system explosive isolation      [ The Frequency of 18 months on a STAGGERED TEST BASIS is valves is in accordance with                an exemption to Appendix J as          considered adequate given the administrative controls on replacement                                              2 described in the UFSAR (Ref. 7      ) charges and the frequent checks of circuit continuity (SR 3.6.1.3.5).
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-20                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
OR                                                                                                                    2
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                    6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                  ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
[ SR  3.6.1.3.12
 
This SR ensures that the leakage rate of secondary containment bypass leakage paths is less than the specified leakage rate. This provides assurance that the assumptions in the radiological evaluations of Reference 8 are met. The leakage rate of each bypass leakage path is assumed to be the maximum pathway leakage (leakage through the worse of the two isolation valves) unless the penetration is isolated by use of one closed and de-                    activated automatic valve, closed manual valve,                          2 or blind flange. In this case, the leakage rate of the isolated bypass leakage path is assumed to be the actual pathway leakage through the isolation device. If both isolation valves in the penetration are closed, the actual leakage rate is the lesser leakage rate of the two valves. The Frequency is required by the Primary Containment Leakage Rate Testing Program. This SR simply imposes additional acceptance criteria.
 
[Bypass leakage is considered part of La.
 
                                  -----------------------------------            REVIEWERS NOTE-----------------------------------
Unless specifically exempted.] ]                                                                                      5
 
1 SR  3.6.1.3.1                      3                                                                                  9 150 scfh and  250 scfh                                                              6 cned tough l four          The analyses in References 1 and 8 are based on leakage that is less                                      m steamis                                              than the specified leakage rate. Leakage through each MSIV must be      steam        1 line ig and          [11.5] scfh when tested at  Pt ([28.8] psig). This ensures that MSIV                                              2 leakage re      leakage is properly accounted for in determining the overall primary crt        containment leakage rate. The Frequency is required by the Primary 1        P6 psig                                                                  Containment Leakage Rate Testing Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-21                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued) 2 SR  3.6.1.3.14                                                                                                                                                                                9
 
Surveillance of hydrostatically tested lines provides assurance that the 10    calculation assumptions of Reference                      2 are met. The acceptance criteria for the combined leakage of all hydrostatically tested lines is  [1.0                                                                  gpm 55.7      times the total number of hydrostatically tested PCIVs]            when tested at                                                                                      2 1.1                                                        Pa ([63.25]                                                                                                                                      psig). The combined leakage rates must be demonstrated in accordance with the leakage rate test Frequency required by the Primary Containment Leakage Rate Testing Program .
 
[ SR  3.6.1.3.15                                                                                                                                                          2
 
                                            -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
This SR is only required for those plants with purge valves with resilient seals allowed to be open during [MODE  1, 2, 3, or 4] and having blocking                                                                                              8 devices that are not permanently installed on the valves.
 
Verifying each []                                                                  inch primary containment purge valve is blocked to restrict opening to                                                                                          [50]% is required to ensure that the valves can close under DBA conditions within the times assumed in the analysis of References 1 and                                                                                                  7.  [                                                                  The [18]                                                                                                                        month Frequency is appropriate because the blocking devices are typically removed only during a                                                                              refueling outage.                2
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                            -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                      6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                            ----------------------------------------------------------------------------------------------                                                                                                                                                                                                                                                                                                                ] ]
 
SR 3.6.1.3.13              Surveillance of the leakage rate through PCIVs which form boundary for the long-term seal of the feedwater lines provides        assurance that the calculation assumptions of Reference 2 are met. The acceptance criteria for the combined leakage of PCIVs which form boundary for the long-                term seal of the feedwater lines is 10gpm when                                                1 tested at 1.1 Pa (55.7psig).
 
The combined leakage rate must be demonstrated in accordance with the leakage rate test Frequency required by the Primary Containment Leakage Rate Testing Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                        B 3.6.1.3-22                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                        Revision XXX PCIVs B 3.6.1.3
 
BASES U
REFERENCES                                                                                                          1.                                  FSAR, Chapter [15]                                          .                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                1                    2 U                                                                                                                                                    16
: 2.                                  FSAR, Table                      [6.2-5].                                                                                                                                                                1                    2
: 3.                                  NEDC-                                                        33046-                                                                                                            A, "Technical Justification to Support Risk          -Informed Primary Containment Isolation Valve AOT Extensions for BWR                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  1 Plants," January 2005.
3
: 4.                                  10                                            CFR                            50, Appendix J, Option [                                                      A][B].                                        9                    2
: 5.                                  Generic Issue B-24.                                                                                                                                                                                                            9 4                        U                                                                                                                                                                  4
: 6.                                  FSAR, Section 6.2.[  ]                    .                                                                                                                                        9                    1                    2 5                        U                                                                                                                                                                              6.2
: 7.                                  FSAR, Section [15.1.39].                                                                                                                                                            9                    1                    2 6                        U
: 8.                                  FSAR, Section [6.2].                                                                                                                                                                9                    1                    2
: 7.                          UFSAR, Section 6.2.4.4.5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                1
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                          B 3.6.1.3-23                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                            Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6                                            .1.3                                                                  BASES, PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVs)
: 1.                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                            ISTS)              Bases that                                                                  reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                                      The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to  General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.Hope Creek Generating Station (HCGS)              has not adopted a Risk Informed Completion Time                                                        Program.
: 4.                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal. HCGS has not adopted NEDC-33046-A, "Technical Justification to Support Risk                                                                                                                                        -Informed Primary Containment Isolation Valve AOT Extensions for BWR Plants," dated January 2005.
: 5.                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
: 6.                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal. HCGS adopted the Surveillance Frequency Control Program by License Amendment 187, "Hope Creek Generating Station -                                                                  Issuance of Amendment Re: Relocation o                                                      f Specific Surveillance Frequencies t          o a Licensee-Controlled Program Based                                                                                                      on Technical Specification Task Force (TSTF                        ) Change TSTF-425 (TAC NO. ME3545)                                                              ," dated February 25, 2011 (ADAMS Accession No. ML103410243) .
: 7.                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal. HCGS excess flow check valve relaxation was obtained under License Amendment 132, "Hope Creek Generating Station -                                                                    Issuance of Amendment RE: Excess Flow Check Valve Testing Requirements (TAC NO. MB1723)," dated August 28, 2001 (ADAMS Accession No. ML012130156).
: 8.                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal. HCGS replaced the resilient seals with metal seals as discussed in License Amendment 101, "                                                                                        Hope Creek Generating Station (TAC NO. M98106) ," dated July 24, 1997 (ADAMS Accession No. ML011770462).
: 9.                                                      Additions / Deletions have been made and the subsequent items relabeled.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1.3, PRIMARY CONTAINMENT ISOLATION VALVES (PCIVS)
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 4
 
ITS 3.6.1.4, Drywell Pressure
 
Current Technical Specifications (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                            CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                      A01                                                                                                                                                      ITS 3.6.1.4 6
DRYWELL AND SUPPRESSION CHAMBER INTERNAL PRESSURE 4
LIMITING CONDITION FOR OPERATION 4
LCO 3.6.1.4                            3.6.1.6  Drywell and suppression chamber internal          pressure shall be maintained between -                    0.5                                                                                                                                                                                                                    L01                L02 and +1.5 psig.
MOD Applicability                          APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.                                                                                                                                                                                                                                                                                                      2
 
ACTION:
ywl                                                                                                                                                not witn ACTION A                                With the                                            drywell and/or suppression chamber internal pressure          outside of the specified                                            limits, restore the internal pressure to within the                                limit within 1 hour or be in at least HOT SHUTDOWN ACTION B                                within the next 12                                              hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                                                                    hours.                                                                                    MO MO                4                                                                                                                                 
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS 3.1                                      Veri SR 3.1                              4.6.1.6  The                                                                    drywell and suppression chamber internal pressure shall be determined to be within the limits in accordance with the Surveillance Frequency Control Program.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  3/4 6-9                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Amendment No. 187 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.4, DRYWELL PRESSURE
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                              In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS)                              Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG                                                                                    -1433                                                                , Rev.          5.0, "Standard Technical Specifications -          General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.1.6 Applicability states "OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3."
ITS 3.6.1.4 Applicability states "MODES 1, 2, and 3."  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.                    6.1.6                      Applicability is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the Limiting Condition for Operation (LCO) is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                      (Category 1 -                      Relaxation of LCO Requirements)  CTS 3.6.1.6 requires drywell and suppression chamber pressure be maintained between -0.5 psig and 1.5                      psig. ITS 3.6.1.4 does not contain the minimum (negative) pressure requirement. This changes the CTS by only including the maximum pressure requirement in the ITS.
 
The purpose of the drywell and suppression chamber        maximum pressure requirement is to ensure that the primary containment pressure parameters that are initial conditions                  of a design basis accident or transient analysis that either assumes the failure of or presents a challenge to the integrity of the primary
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.4, DRYWELL PRESSURE
 
containment. The 1.5 psig limit                                for initial positive containment pressure will limit the total pressure to 50.6 psig                    which is less than the design pressure and is consistent with the safety analysis. The purpose of the minimum pressure limit of
        -0.5 psig is to ensure that the external primary containment pressure differential does not exceed the design maximum external pressure differential of 3 psid.
 
The negative pressure limit (> -0.5 psig) is controlled by the proper operation of the reactor building-                                          to-suppression chamber and the suppression chamber-to-drywell vacuum breakers. These vacuum breakers ensure the negative pressure design limit of the primary containment is not exceeded, and are designed to open at  0.20 psid (suppression chamber-to-drywell vacuum breakers) and  0.25 psid (reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers). Thus, the internal pressure cannot exceed the initial                                                                          -0.5 psig limit assumed in the safety analysis, thus precluding the failure of, or presenting a challenge to the integrity of the primary containment due to a negative pressure.
This change is consistent with the ISTS and is acceptable since the vacuum breakers and the associated                                            setpoints are required by ITS 3.6.1.7 and ITS 3.6.1.8 during MODES 1, 2, and 3. As a result, the negative pressure operating limit value of CTS 3.6.1.6          is not needed. This change is designated as less restrictive because less stringent LCO requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                (Category 1 -                      Relaxation of LCO Requirements)  CTS 3.6.1.6 requires, in part, drywell and suppression chamber pressure be maintained < 1.5                    psig. ITS 3.6.1.4 does not contain a specific pressure requirement for the suppression chamber and changes the limit to  1.5 psig. This changes the CTS by only including the maximum drywell pressure requirement in the ITS and allowing a                                                                maximum internal drywell pressure up to and including 1.5 psig.
 
The purpose of the drywell and suppression chamber        pressure requirement is to ensure that the primary containment pressure parameters that are initial conditions of a design basis accident or transient analysis that either assumes the failure of or presents a challenge to the integrity of the primary containment.
The initial conditions for the containment response analysis assumes 1.5 psig in the drywell and suppression chamber. Resulting peak pressures in the drywell and suppression chamber are 50.6                    psig and 27.5 psig, respectively, which are below the primary containment internal design pressure of 62 psig. The change to increase the maximum drywell pressure to include 1.5                    psig is acceptable because the initial drywell pressure assumed in containment response analysis is equal to 1.5                      psig. Due to the pressure margin between the primary containment internal design pressure and the peak accident pressure in the suppression chamber, the initial suppression chamber internal pressure does not represent a controlling initial primary containment parameter in the design basis accident and transient analysis. The drywell pressure is the limiting initial condition                                                                of a design basis accident or transient analysis that either assumes the failure of or presents a challenge to the integrity of the primary containment. Therefore, an LCO limit on drywell pressure is adequate to ensure compliance with 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii). In addition, any increase in suppression chamber pressure above drywell pressure during normal or accident conditions will be released back to the drywell via the                                            suppression chamber-to-drywell vacuum
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.4, DRYWELL PRESSURE
 
breakers to maintain an equal pressure between the suppression chamber and the drywell. Therefore, maintaining a drywell pressure within the initial condition assumed in the safety analysis ensures the initial suppression chamber internal pressure is maintained within limits. Thus, it is not necessary to duplicate pressure controls on the drywell and suppression chamber, which act to meet the same objective. This change is consistent with the ISTS and acceptable because the LCO requirements of the suppression chambe                                                    r-to-drywell vacuum breakers and the LCO requirement to limit the internal drywell pressure ensure the suppression chamber internal pressure will not result in the failure of or present a challenge to the integrity of the primary containment. This change is designated as less restrictive because less stringent LCO requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 3 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS                                                                                                                                                                                                                                          Drywell Pressure 3.6.1.4
 
3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.1.4                                                                    Drywell Pressure
 
1.5 3.6.1.6                    LCO  3.6.1.4                                                                                                                                            Drywell pressure shall be [                  0.75 psig].                                                          2
 
Applicability              APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                          REQUIRED ACTION                                                                        COMPLETION TIME
 
Action                          A.                  Drywell pressure not                                            A.1                                                                      Restore drywell pressure to    1 hour within limit.                                                                                    within limit.
 
Action B.                  Required Action and                                              B.1                                                                      Be in MODE 3.                  12                                            hours associated Completion Time not met.                                                              AND
 
B.2                                                                      Be in MODE 4.                  36                                            hours
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                          FREQUENCY
 
4.6.1.6                        SR  3.6.1.4.1                                                                                                                    Verify drywell pressure is within limit.                                [ 12 hours
 
OR
 
In accordance                                                  2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.4-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                      Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.4, DRYWELL PRESSURE
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analys is, or licensing basis description.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
Drywell Pressure B 3.6.1.4
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.4  Drywell Pressure
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              The drywell pressure is limited during normal operations to preserve the initial conditions assumed in the accident analysis for a Design Basis Accident (DBA) or loss of coolant accident (LOCA).
 
APPLICABLE                                                                                                                                        Primary containment performance is    evaluated for the entire  spectrum of SAFETY                                                                                                                                                                                                                    break sizes for postulated LOCAs (Ref. 1). Among the inputs to the DBA ANALYSES                                                                                                                                                                        is the initial primary containment internal pressure (Ref. 1). Analyses assume an initial drywell pressure of  [0.75 psig]. This limitation ensures                                        2 1.5    that the safety analysis remains valid by maintaining the expected initial conditions and ensures that the peak LOCA drywell internal pressure does not exceed the maximum allowable of    [62] psig.
 
The maximum calculated drywell pressure occurs during the reactor blowdown phase of the DBA, which assumes an instantaneous recirculation line break. The calculated peak drywell pressure for this limiting event is  [57.5] psig (Ref. 1).                                                                            2 50.6 Drywell pressure satisfies Criterion 2 of 10 CFR 50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        In the event of a DBA, with an initial drywell pressure  [0.75 psig], the 1.5 2 resultant peak drywell accident pressure will be maintained below the drywell design pressure.
 
APPLICABILITY                                                                                          In MODES 1, 2, and 3, a DBA could cause a release of radioactive material to primary containment. In MODES 4 and 5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations of these MODES. Therefore, maintaining drywell pressure within limits is not required in MODE 4 or 5.
 
ACTIONS A.1
 
With drywell pressure not within the limit of the LCO, drywell pressure must be restored within 1 hour. The Required Action is necessary to return operation to within the bounds of the primary containment analysis.
The 1 hour Completion Time is consistent with the ACTIONS of LCO 3.6.1.1, "Primary Containment," which requires that primary containment be restored to OPERABLE status within 1 hour.
 
General Electric BWR/4 STS B 3.6.1.4-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                              Amendment XXX Drywell Pressure B 3.6.1.4
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
B.1 and B.2
 
If drywell pressure cannot be restored to within limit within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours and to MODE 4 within 36 hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.1.4.1 REQUIREMENTS Verifying that drywell pressure is within limit ensures that unit operation remains within the limit assumed in  the primary containment analysis.
[ The 12 hour Frequency of this SR was developed, based on operating experience related to trending of drywell pressure variations during the applicable MODES. Furthermore, the 12 hour Frequency is considered adequate in view of other indications available in the control room,                        2 including alarms, to alert the operator to an abnormal drywell pressure condition.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                          -----------------------------------REVIEWERS NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                          3 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                          ------------------------------------------------------------------------------------------------ ]    2 U
REFERENCES 1. FSAR, Section [6.2].                                                                                1  2
 
General Electric BWR/4 STS B 3.6.1.4-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Rev. 5.0 1 Hope Creek                                              Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.4 BASES, DRYWELL PRESSURE
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                          ISTS)                          Bases that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1.4, DRYWELL PRESSURE
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ATTACHMENT 5
 
ITS 3.6.1.5, Drywell Temperature
 
Current Technical Specifications (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                                                                                                                                                                                                          A01                                                                                                                                                        ITS 3.6.1.5 CONTAINMENT SYSTEMS 3.6 DRYWELL AVERAGE AIR TEMPERATURE 3.6.1.5 LIMITING CONDITION FOR OPERATION be LCO 3.6.1.5                            3.6.1.7Drywell average air temperature shall not exceed                                                                                                                                                                                                                              135&deg;F.
D Applicability                          APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.                                                                                                                                                                                                                                                                                                            2
 
ACTION:
thin limit.                                                          Restorywl ACTION A                                With the                                                                                                  drywell average air temperature greater than 135&deg;F,                                                                      reduce the                                                                                        average air temperature to within the                                  limit within 8 hours or be in at least HOT SHUTDOWN within                                                                  the next ACTION B                                12 hours and            in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                                                                    hours.                                                                                                                                                  DE 3 DE 4                                                                                                                                                   
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS Vi SR 3.6.1.5.1                            4.6.1.7 The                                                                                                                                                                                                        drywell average air temperature                      shall be the volumetric average of the temperatures                                          01 at the following locations and shall be determined to be                                                                                                                                                                      within                      the                                                      limit in accordance with the Surveillance Frequency Control Program:                                                                                                                                                                              is
 
Elevation Zone                                                                                    Approximate Azimuth*
: a.                        86'11"-112'8"                                                                                      90&deg;, 225&deg;, 90&deg;, 270&deg; (under vessel)
: b.                        86'11"-111'10"                                                                                    135&deg;, 300&deg;, 100&deg;, 190&deg; (outside of pedestal)                                                                                                                                                                                                                                                                                        01
: c.                        111'10"-139'2"                                                                                    55&deg;, 240&deg;, 155&deg;, 315&deg;
: d.                        139'2"-168'0"                                                                                      45&deg;, 215&deg;, 0&deg;, 90&deg;,180&deg;, 270&deg;
: e.                        168'0"-192'7"                                                                                      95&deg;, 130&deg;, 300&deg;, 355&deg;, 45&deg;, 225&deg;
* At least one reading from each elevation zone is required for a volumetric average                                                                                                                                                                            01 calculation.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-10                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.5, DRYWELL AIR TEMPERATURE
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                              In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS)                              Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG                                                                                    -1433                                                                , Rev. 5.0        , "Standard Technical Specifications -            General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.1.7 Applicability states "OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3."
ITS 3.6.1.5 Applicability states "MODES 1, 2, and 3."  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.          6.1.7                      Applicability is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the Limiting Condition for Operation (LCO) is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
LA01                          (Type 3 -                      Removing Procedural Details for Meeting TS Requirements or Reporting Requirements)  CTS 4.6.1.7 requires the drywell average air temperature to be determined and details how the Surveillance Requirement (SR) is to be performed (i.e., volumetric average of the temperature at the specified locations). ITS SR 3.6.1.5.1            requires that the drywell average air temperature be determined, but does not specify how the SR is to be performed.
This changes the CTS by moving these details to the ITS Bases.
 
The purpose of the drywell average air temperature                    limit is to preserve the initial conditions assumed in the accident analysis for a Design Basis Accident (DBA) or loss of coolant accident (LOCA). The removal of these details for performing SRs from the Technical Specifications                                            is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications                                            to provide adequate protection of public health and safety. The ITS still retains the requirement to determine the drywell average air temperature assuring protection
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 2 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.5, DRYWELL AIR TEMPERATURE
 
of public health and safety. Also, this change is acceptable because these types of procedural details will be adequately controlled in the I        TS Bases. Changes to the Bases are controlled by the Technical Specification Bases Control Program in Chapter 5. This program provides for the evaluation of changes to ensure the Bases are properly controlled. This change is designated as a less restrictive removal of detail change because procedural details for meeting T                                                    echnical Specification                                            requirements are being removed from the Technical Specifications.
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 2 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS                                                                                                                                                                                                    Drywell Air Temperature 3.6.1.5
 
3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.1.5                                                                    Drywell Air Temperature
 
3.6.1.7                    LCO  3.6.1.5                                                                                                                                            Drywell average air temperature shall be          [135]&deg;F.                                  2
 
Applicability              APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                    REQUIRED ACTION                                                                COMPLETION TIME
 
Action                        A.                  Drywell average air                                      A.1                                                                      Restore drywell average air 8 hours temperature not within                                                                    temperature to within limit.
limit.
 
Action                        B.                  Required Action and                                      B.1                                                                      Be in MODE 3.          12 hours associated Completion Time not met.                                                        AND
 
B.2                                                                      Be in MODE 4.          36 hours
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                FREQUENCY
 
4.6.1.7                        SR  3.6.1.5.1                                                                                                                    Verify drywell average air temperature is within limit.  [ 24 hours
 
OR
 
In accordance                                            2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.5-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                            Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.5, DRYWELL AIR TEMPERATURE
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analys is, or licensing basis description.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
Drywell Air Temperature B 3.6.1.5
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.5  Drywell Air Temperature
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                The drywell contains the reactor vessel and piping, which add heat to the airspace. Drywell coolers remove heat and maintain a suitable environment. The average airspace temperature affects the calculated response to postulated Design Basis Accidents (DBAs). The limitation on the drywell average air temperature was developed as reasonable, based on operating experience. The limitation on drywell air temperature is used in the Reference 1 safety analyses.
 
APPLICABLE                                                                                                                                    Primary containment performance is evaluated for a  spectrum of break SAFETY                                                                                                                                                                                                                            sizes for postulated loss of coolant accidents (LOCAs) (Ref.                                1). Among ANALYSES                                                                                                                                                                      the inputs to the design basis analysis is the initial drywell average air temperature (Ref. 1). Analyses assume an initial average drywell air temperature of [135]                                                                &deg;F. This limitation ensures that the safety analysis 2 remains valid by maintaining the expected initial conditions and ensures that the peak LOCA drywell temperature does not exceed the maximum allowable temperature of [          340]&deg;F (Ref. 2). Exceeding this design                                                            2 temperature may result in the degradation of the primary containment structure under accident loads. Equipment inside primary containment required to mitigate the effects of a DBA is designed to operate and be capable of operating under environmental conditions expected for the accident.
 
Drywell air temperature satisfies Criterion 2 of 10 CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    In the event of a DBA, with an initial drywell average air temperature less than or equal to the LCO temperature limit, the resultant accident temperature profile assures that the drywell structural temperature is maintained below its design temperature and that required safety related equipment will continue to perform its function.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a DBA could cause a release of radioactive material to primary containment. In MODES 4 and 5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations of these MODES. Therefore, maintaining drywell average air temperature within the limit is not required in MODE 4 or 5.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                B 3.6.1.5-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                          Amendment XXX Drywell Air Temperature B 3.6.1.5
 
BASES
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
With drywell average air temperature not within the limit of the LCO, drywell average air temperature must be restored within 8                    hours. The Required Action is necessary to return operation to within the bounds of the primary containment analysis. The 8                                hour Completion Time is acceptable, considering the sensitivity of the analysis to variations in this parameter, and provides sufficient time to correct minor problems.
 
B.1 and B.2
 
If the drywell average air temperature cannot be restored to within limit within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours and to MODE 4 within 36 hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                    SR  3.6.1.5.1 REQUIREMENTS Verifying that the drywell average air temperature is within the LCO limit ensures that operation remains within the limits assumed for the primary The volumetric                    containment analyses. Drywell air temperature is monitored in all average of the                    quadrants and at various elevations (referenced to mean sea level). Due temperature is                    to the shape of the drywell, a volumetric average is used to determine an determined from                    accurate representation of the actual average temperature.
the following                                                                                                                                                                                      1 locations with at least one reading                  [ The 24                                                      hour Frequency of the SR was developed based on operating from each elevation                  experience related to drywell average air temperature variations and zone required for                  temperature instrument drift during the applicable MODES and the low an average                                                                                                                                                                                        2 calculation:                  probability of a DBA occurring between surveillances. Furthermore, the 24                                            hour Frequency is considered adequate in view of other indications available in the control room, including alarms, to alert the operator to an abnormal drywell air temperature condition.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
Elevation Zone                                                                          Approximate Azimuth
: a.                                86                                ft 11                                in -        112                                                ft 8 in (under vessel)                                                                                                                                                                                                                                90&deg;, 225&deg;, 90&deg;, 270&deg;
: b.                                86                                ft 11                                in -        111                                                ft 10                                in (outside                                of pedestal)                                                                                                                                    135&deg;, 300&deg;, 100&deg;, 190&deg;      1
: c.                                  111                                                ft 10                                in -        139                                                ft 2 in                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          55&deg;, 240&deg;, 155&deg;, 315&deg;
: d.                                139                                                ft 2 in -        168                                                ft 0 in                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          45&deg;, 215&deg;, 0&deg;, 90&deg;,180&deg;, 270&deg;
: e.      168 ft 0 in -      192 ft 7 in                                                        95&deg;, 130&deg;, 300&deg;, 355&deg;, 45&deg;, 225&deg;
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                B 3.6.1.5-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                            Amendment XXX Drywell Air Temperature B 3.6.1.5
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
                                                                        -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                                                                                                            3 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                                        --------------------------------------------  ----------------------------------------------------    ]                                                                                                                                                      2 U
REFERENCES                                                                                                          1.                                  FSAR, Section [6.2].                                                                                                                                                        1 U                                                                                                                          1.3                                                                                                                                                        1
: 2.                                  FSAR, Section [6.2.1.4.1]. 2
: 3.                                  FSAR, Section                                            [6.2.1.4.5]. 1
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                B 3.6.1.5-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                  Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.5 BASES, DRYWELL                                                                                AIR TEMPERATURE
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                          ISTS)                          Bases that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1.5, DRYWELL AIR TEMPERATURE
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ATTACHMENT 6
 
ITS 3.6.1.6, Low-Low Set (LLS) Valves
 
Current Technical Specifications (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                                                                                                                                                                                  A01                                                                                                                    ITS 3.6.1.6 REACTOR COOLANT SYSTEM 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS SAFETY/RELIEF VALVES                                                    LOW-LOW SET FUNCTION 3.6.1.6                                                                                                                            (LLS) Valves                              See LIMITING CONDITION FOR OPERATION                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          ITS 3.3.6.3 LLS                                                                                                                two LCO 3.6.1.6                        3.4.2.2The                                                                                                                                              relief valve                      function and the low-low set function              of the following reactor coolant                    A02 system safety/relief valves shall be OPERABLE with the following settings:
Low-Low Set Function Setpoint* (psig) +/-2%
Valve No.                                                                                                  Open                                    Close                                          See ITS 3.3.6.3 F013H                                                                                                      1017                                      905 F013P                                                                                                      1047                                      935 MODES Applicability                      APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.                                                                                                                                                                                                                                    A03 See ACTION:                                                                                                                                                              ITS 3.3.6.3 One LLS valve inoperable
 
ACTION A                                                a.                                                                                                                      With the relief valve function and/or the low                                                        -low set function                                                          of one of the above required reactor coolant system safety/relief valves inoperable,                                  restore the                                                                                                                  LLS inoperable relief valve                                            function and low-low set function to OPERABLE status within 14                                            days or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12                                                                                                    hours and in ACTION B                                        See                            COLD SHUTDOWN within the following 24                                                                                                    hours.                  MODE 3                                                                                L01 ITS 3.3.6.3                                                                                                                                                                                  Add Required Action B.1 Note ACTION C                                                b.                                                                                                                      With the relief valve function and/or the low                                                        -low set function                                                          of both of the above
 
Two LLS                  required reactor coolant system safety/relief                                  valves inoperable, be in at least HOT SHUTDOWN                            within                      12                                            hours and in COLD SHUTDOWN within the next            24 hours.                                                              MODE 3                          Be                                MODE 4                                                                      36
 
See SURVEILLANCE REQUIREMENTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              ITS 3.3.6.3
 
4.4.2.2.1  The relief valve function and the low-low set function                                                          pressure actuation                                                                                                                        See instrumentation                                            shall be demonstrated OPERABLE by performance of a:                                                                                                                                                ITS 3.3.6.3
: a.                                                                                                                      CHANNEL FUNCTIONAL TEST in accordance with the Surveillance Frequency See                                              Control Program.                                                                                                                                                                                                                                      A03 ITS 3.3        .6.3                                                                                                                      Verify the LLS System actuates on an actual or
: b.                                                                                                                    CHANNEL CALIBRATION, LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST                        and                                                                  simulated A04 SR 3.6.1.6.1                          initiation signal                        automatic operation of the entire system (excluding actual valve actuation)                                                          in accordance with the Surveillance                      Frequency Control Program.
See ITS 3.3.6.3
 
SR 3.6.1.6.1 Note
* The lift setting pressure shall correspond to ambient conditions of the valves at nominal                                                                                                    See operating temperatures and pressures.                                                                                                                                                                                                                                  ITS 3.3.6.3
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      3/4 4-9                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.6, LOW-LOW SET (LLS) VALVES
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc. ) are made to obtain consistency with NUREG-1433, Rev. 5.0, "Standard Technical Specifications - General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.4.2.2 requires the relief valve function and the LSS function of reactor coolant system safety/relief valves (S/RVs) to be OPERABLE for the listed valves. ITS separates the valve LLS relief function and the instrumentation LLS function into separate Specifications. The valve LLS relief function is covered by ITS 3.6.1.6, "Low-Low Set (LLS) Valves," and the instrumentation LLS function is covered by ITS 3.3.6.3, "Low-Low Set (LLS) Instrumentation."  This changes the CTS by separating the valve and instrumentation requirements into separate Specifications consistent with the ISTS.
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A03                                                CTS 3.4.2.2 Applicability states "OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3."
ITS 3.6.1.6 Applicability states "MODES 1, 2, and 3."  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.4.2.2 Applicability is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the Limiting Condition for Operation (LCO) is required. This change is acceptable  because the Applicability of MODE is not changed. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A04                                                CTS 4.4.2.2.1.b, in part, requires a LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST and simulated automatic operation of the LLS System (excluding actual valve actuation) in accordance with the Surveillance Frequency Control Program (SFCP). ITS SR 3.6.1.6.1 requires verification that the LLS System actuates on an actual or simulated automatic initiation signal in accordance with the SFCP and is modified by a Note stating that valve actuation may be excluded from this test. This changes the CTS by adopting the ISTS wording of the subject SR in lieu of the CTS statement referring to a LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST.
 
The purpose of the LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST, as defined in CTS 1.22, is to test of all logic components from sensor through and including the actuated device, to verify OPERABILITY. The ITS presentation defines the LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST as a test of all logic components required for OPERABILITY of a logic circuit, from as close to the sensor as practicable up to, but not including the actuated device and presents testing of the actuated devices in individual Specifications. Consistent with CTS 4.4.2.2.1.b, the LOGIC
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.6, LOW-LOW SET (LLS) VALVES
 
SYSTEM FUNCTIONAL TEST and ITS SR 3.6.1.6.1 exclude the actuation of the LLS valve itself. Therefore, the ITS SR 3.6.1.6.1 requirement to verify the LLS System actuates on an actual or simulated automatic initiation signal (excluding valve actuation) meets the intent of the CTS 4.4.2.2.1.b LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST. This presentation change is designated as administrative and acceptable because it does not result in a technical change to CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01 (Category 4 - Relaxation of Required Action )  With one LLS valve inoperable and not restored to an OPERABLE status within 14 days, CTS 3.4.2.2, Action a, requires the plant to be placed in OPERATIONAL CONDITION 3 (MODE 3) within 12 hours and OPERATIONAL CONDITION 4 (MODE 4) within the following 24 hours. For the same condition, ITS 3.6.1.6, ACTION B, requires the plant to be placed in MODE 3 in 12 hours but does not require entry into MODE 4. This changes the CTS by permitting an end state of MODE 3 in lieu of MODE 4 when one LLS valve is inoperable for greater than 14 days.
 
The purpose of the CTS 3.4.2.2 action is to place the plant in a MODE in which overall plant risk is minimized. This change is acceptable because placing the plant in MODE 3 provides for a similar or lower risk than placing the plant in MODE 4, although voluntary entry into MODE 4 is acceptable. Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4, one LLS valve remains OPERABLE, and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. In addition, ITS 3.6.1.6, Required Action B.1, is modified by a Note prohibiting entry into the end state MODE within the Applicability during startup using the provisions of LCO 3.0.4.a to provide assurance that entry into the end state MODE during startup is not made without completing an appropriate risk assessment. Remaining in MODE 3 to effect repairs is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF-423-A, Revision 1, "Technical Specification End States, NEDC-32988-A," dated September 16, 2014 (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 2 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.6, LOW-LOW SET (LLS) VALVES
 
as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the guidance of NUMARC 93-01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)).
PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF-IG-05-02, "Implementation Guidance for TSTF-423, Rev. 1, 'Technical Specifications End States, NEDC-32988-A,'" upon implementation of the end state requirements.
This change is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 3 of 3 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            LLS Valves 3.6.1.6
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.1.6                                                                                                                                                                                              Low-Low Set (LLS) Valves two 3.4.2.2                                  LCO  3.6.1.6                                                                                                                                                                                                                                                                                              The LLS function of [four]                                                                                                              safety/relief valves shall be OPERABLE. 2
 
Applicability                            APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                                                                                                              3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                                          REQUIRED ACTION                                                                                                        COMPLETION TIME
 
Action a                                      A.                  One LLS valve                                                                                  A.1                                                                        Restore LLS valve to                                                14                                            days inoperable.                                                                                                                          OPERABLE status.
 
B.                  Required Action and                                                                            B.1                                                                        ---------------NOTE--------------
Action a                                                    associated Completion                                                                                                                                                                                                            LCO 3.0.4.a is not Time of Condition                                            A not                                                                  applicable when entering met.                                                                                                                                MODE 3.
 
DOC L01                                                                                                                                                                                                                                                                                      Be in MODE 3.          12                                            hours
 
Action b                                      C.                Two or more LLS valves                                                                            C.1                                                                      Be in MODE                                  3.                        12                                            hours                                                1 inoperable.
AND
 
C.2                                                                      Be in MODE 4.                                                          36                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.6-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                                    Amendment XXX LLS Valves 3.6.1.6 CTS
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                                                            FREQUENCY
 
SR  3.6.1.6.1                                                                                                                                                                                                                                                                              -------------------------------NOTE------------------------------
Not required to be performed until 12                                                        hours after reactor steam pressure and flow are adequate to perform the test.
 
Verify each LLS valve opens when manually [ [18]                                                                  months actuated.                                                                                                                                                                                                                      [on                                                        a STAGGERED TEST BASIS for                                                                                  3 each valve solenoid                      ]
 
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
1 SR  3.6.1.6.2                                                                                                                                                                                                                                                        -------------------------------NOTE------------------------------                                                                  3 Valve actuation may be excluded.
4.4.2.2.1.b                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                ---------------------------------------------------------------------
DOC A03 Verify the LLS System actuates on an actual or [ 18                                            months simulated automatic initiation signal.
OR
 
In accordance                                                                                  2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.6-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                                                    Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.6, LOW-LOW SET (LLS) VALVES
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analys is, or licensing basis description.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                    ISTS SR 3.6.1.6.1, which requires periodically verifying each LLS valve opens when manually actuated (in-situ test of the LLS valve), is not included in the ITS consistent with current licensing basis. Hope Creek Generating Station (HCGS) current technical specifications do not require a specific in-situ functional test of the LLS valves. This deviation is acceptable based on the same considerations for deleting the in-situ functional test requirement for the Automatic Depressurization (ADS) valves. License Amendment 116 dated February 10, 1999 (NRC ADAMS Accession No. ML011770051), in part, deleted the requirement to perform in-situ functional testing of the ADS valves. As indicated in the NRC safety evaluation associated with issuance of License Amendment 116, the basis for the deletion of in-situ testing was that PSEG Nuclear include the following testing for each ADS valve in the Inservice Testing (IST) Program, which implements Section XI of the American Society of Mechanical Engineers Code:
: a.                                    Logic system functional testing, which verifies the logic for actuating the valves, not including actual stroking of the instrument gas/accumulator solenoids.
: b.                                    Test that verifies proper operation of the solenoid valves, pneumatic operator, and pilot assembly each refueling cycle.
: c.                                      Leak test, performed each refueling cycle and each time maintenance is performed on the valve, that verifies valve instrument gas/accumulator leakage is low enough to ensure adequate pneumatic pressure for design-basis safety/relief (S/RV) valve operation.
: d.                                    S/RV setpoint and leakage testing, performed on at least 50% of the S/RV pilot stages each refueling outage, which verifies the pilot setpoints and that leakage is within strict limits.
: e.                                    At least once every 5 years and when the entire valve assembly is shipped to the certified test facility, perform a valve main disk exercise test on all S/RVs to ensure the main disks can freely open.
 
Functional testing of the LLS valves is also performed in accordance with the HCGS IST Program using the same criteria specified herein. Subsequent Surveillances are renumbered in the ITS and associated Bases to support this deviation.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
LLS Valves B 3.6.1.6
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.6  Low-Low Set (LLS) Valves
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              The safety/relief valves (S/RVs) can actuate in either the safety mode, the Automatic Depressurization System mode, or the LLS mode. In the LLS mode (or power actuated mode of operation), a pneumatic diaphragm and stem assembly overcomes the spring force and opens the pilot valve.
As in the safety mode, opening the pilot valve allows a differential pressure to develop across the main valve piston and opens the main valve. The main valve can stay open with valve inlet steam pressure as low as [          50]                                            psig. Below this pressure, steam pressure may not be          2 sufficient to hold the main valve open against the spring force of the pilot valves. The pneumatic operator is arranged so that its malfunction will not prevent the valve disk from lifting if steam inl et pressure exceeds the safety mode pressure setpoints.
Two
[Four]            of the S/RVs are equipped to provide the LLS function. The LLS                                                  2 logic causes the LLS valves to be opened at a lower pressure than the relief or safety mode pressure setpoints and stay open longer, so that reopening more than one S/RV is prevented on subsequent actuations.
Therefore, the LLS function prevents excessive short duration S/RV cycles with valve actuation at the relief setpoint.
 
Each S/RV discharges steam through a disc harge line and quencher to a location near the bottom of the suppression pool, which causes a load on the suppression pool wall. Actuation at lower reactor pressure results in a lower load.
 
APPLICABLE                                                                                                                                                                  The LLS relief mode functions to ensure that the containment design SAFETY                                                                                                                                                                                                                              basis of one S/RV operating on "subsequent actuations" is met. In other ANALYSES                                                                                                                                                                        words, multiple simultaneous openings of S/RVs (following the initial opening), and the corresponding higher loads, are avoided. The safety analysis demonstrates that the LLS functions to avoid the induced thrust loads on the S/RV discharge line resulting                                              from "subsequent actuations" of the S/RV during Design Basis Accidents (DBAs). Furthermore, the LLS function justifies the primary containment analysis assumption that simultaneous S/RV openings occur only on the initial actuation for DBAs.
Even though [four] LLS S/RVs are specified, all [four] LLS S/RVs do not                                                            1 Either LLS S/RV can            operate in any DBA analysis.
provide the low-                                  low setfunction.
LLS valves satisfy Criterion                                            3 of 10                                                                                                                        CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.6-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                      Amendment XXX LLS Valves B 3.6.1.6
 
BASES Two LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        [Four]            LLS valves are required to be OPERABLE to satisfy the 2 assumptions of the safety analyses (Ref.                                            1). The requirements of this LCO are applicable to the mechanical and electrical/pneumatic capability of the LLS valves to function for controlling the opening                                              and closing of the S/RVs.
 
APPLICABILITY                                                                                          In MODES 1, 2, and                                                                                                                                                          3, an event could cause pressurization of the reactor and opening of S/RVs. In MODES 4 and                                                                            5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. Therefore, maintaining the LLS valves OPERABLE is not required in MODE 4 or 5.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1 is With one LLS valve inoperable, the remaining OPERABLE LLS valves are adequate to perform the designed function. However, the overall                                                                                  1 reliability is reduced. The 14                                                                              day Completion Time takes into account the redundant capability afforded by the remaining LLS valves                        and the low probability of an event in which the remaining LLS valve capability would be inadequate.
 
B.1
 
                                          -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------
Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effectiveness                                                                              4 of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision [4F].
: 2.                                                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-IG                                                              02, Implementation Guidance for TSTF-423, Revision 2, "Technical Specifications End States, NEDC-32988-A," November 2009.
 
If an inoperable LLS valve cannot be restored to OPERABLE status within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which overall plant risk is minimized. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE  3 within 12                                                                              hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref.                                            2) and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However,
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.6-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                  Amendment XXX LLS Valves B 3.6.1.6
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-risk state.
 
Required Action                                            B.1 is modified by a Note that states that LCO  3.0.4.a is not applicable when entering MODE  3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO  3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE  3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO  3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES  or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time is                                  reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
C.1 and C.2 both                                                                                                                      1 If two or more                      LLS valves are inoperable, there coul d be excessive short duration S/RV cycling during an overpressure event. The plant must be brought to a condition in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE  3 within 12                                                                            hours and MODE 4 within 36                                                                            hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.1.6.1 REQUIREMENTS A manual actuation of each LLS valve is performed to verify that the valve and solenoids are functioning properly and no blockage exists in the valve discharge line. This can be demonstrated by the response of the turbine control or bypass valve, by a change in the measured steam flow, or by any other method that is suitable to verify steam flow. Adequate reactor steam dome pressure must be available to perform this test to avoid                                                5 damaging the valve. Adequate pressure at which this test is to be performed is  [920]                                                                                        psig (the pressure recommended by the valve manufacturer). Also, adequate steam flow must be passing                                  through the main turbine or turbine bypass valves to continue to control reactor pressure when the LLS valves divert steam flow upon opening. Adequate steam flow is represented by [at least 1.25 turbine bypass valves open, or
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.6-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Amendment XXX LLS Valves B 3.6.1.6
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
total steam flow            106 lb/hr].  [                                                        The [18]                                  month Frequency was based on the S/RV tests required by the ASME Boiler and Pressure Vessel Code (Ref.                                            3). The Frequency of 18                                                                                                    months on a STAGGERED TEST BASIS ensures that each solenoid for each S/RV is alternately tested. Operating experience has shown that these components usually pass the Surveillance when performed at the [18]                                                                                                                                                                                                                                      month Frequency. Therefore, the Frequency was concluded to be acceptable from a reliability                                                                              5 standpoint.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                      -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                          3 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                      ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]
 
Since steam pressure is required to perform the Surveillance, however, and steam may not be available during a unit outage, the Surveillance may be performed during the startup following a unit outage. Unit startup is allowed prior to performing the test because valve OPERABILITY and the setpoints for overpressure protection are verified by Reference                        3 prior                                          5 to valve installation. After adequate reactor steam dome pressure and flow are reached, 12                                                                                                                                    hours is allowed to prepare for and perform the test.
 
SR  3.6.1.6.2
 
The LLS designated S/RVs are required to actuate automatically upon receipt of specific initiation signals. A system functional test is performed to verify that the mechanical portions (i.e., solenoids) of the LLS function operate as designed when initiated either by an actual or simulated automatic initiation signal. The LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST in SR 3.3.6.3.7                                                                                                                                    overlaps this SR to provide complete testing of the safety 1 function.                                                        3
 
[ The 18                                                                                                                            month                                                                            Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the conditions that apply during a plant outage and the potential for an unplanned transient if the Surveillance were performed                                                                      2 with the reactor at power. Operating experience has shown these components usually pass the Surveillance when performed at the
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.6-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                          Amendment XXX LLS Valves B 3.6.1.6
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
18                                            month Frequency. Therefore, the Frequency was concluded to be                                                                                                        2 acceptable from a reliability standpoint.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                                            -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                                                                  3 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                            ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]                                                                                                                2
 
This SR is modified by a Note that excludes valve actuation. This prevents a reactor pressure vessel pressure blowdown.
U                                                                                                                                                                                                                            1 REFERENCES                                                                                                            1.                                                                  FSAR, Section                                            [5.5.17].                                                                                                                        2 2.2
: 2.                                                                  NEDC-32988-A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk                                                                                                                                        -
Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
: 3.                                  ASME Code for Operation and Maintenance of Nuclear Power 5 Plants.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.1.6-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                      Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.6 BASES,                                                                                LOW-LOW SET (LLS) VALVES
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                          ISTS)                          Bases that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description. The ISTS 3.6.1.6 Bases header to relocated to the left margin (in lieu of the right margin), consistent with ISTS formatting guidelines.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
: 4.                                    The Reviewer's Note has been deleted. Remaining in MODE 3 to effect repairs is consistent with Revision                                          5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF-                                              423-                                                                A, Revision 1, "Technical Specification End States, NEDC-                                                        32988-                                                                                                                A," dated September 16, 2014 (ADAMS Accession No. ML102730688).
The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76                                            FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at Hope Creek Generating Station (HCGS) in accordance with the guidance of NUMARC 93-                                                    01, Rev. 4F, Section                                            11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF-                                              IG                                            02, "Implementation Guidance for TSTF-                                              423, Rev. 1, 'Technical Specifications End States, NEDC-                          32988-                                                                                                            A,'" upon implementation of the end state requirements.
: 5.                                      ISTS Surveillance Requirement (SR) 3.6.1.6.1, which requires periodically verifying each LLS valve open when manually actuated (in-                  situ test of the LLS valve), is not included in the ITS consistent with current licensing basis. HCGS                    current technical specifications do not require a specific in-situ functional test of the LLS valves.
Subsequent Surveillances are renumbered in the ITS. Changes in the ITS Bases are made to support the change to the Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1.6, LOW-LOW SET (LLS) VALVES
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ATTACHMENT 7
 
ITS 3.6.1.7, Re ac tor B uil di ng-to-S uppres sion C ham ber V ac uum Breakers
 
Current Technical Specifications (  CT S) Markup and Disc us si on of Change s (DOC s)
ITS                                                                                                                                                                        A01 3.6            CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                                                      ITS 3.6.1.7
                                                                                                  - to -
REACTOR BUILDING - SUPPRESSION CHAMBER VACUUM BREAKERS
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION
                                                                                                              - to -
LCO 3.6.1.7                    3.6.4.2  Each reactor building - suppression chamber vacuum breaker assembly shall be OPERABLE                                                                                                                                                                                                                      A          02 MODES Applicability                  APPLICABILITY:                                          OPERATIONAL CONDITIONS                        1, 2 and 3.                                                                                                                                                                                    A          03
 
ACTION:                                                                                                                                                                                                                          Add prN NOTE                                                                                            4 Oine                                                                          -      -                                                                                                        s ACTION C                                            a.                                                                                                    With one reactor building - suppression chamber vacuum breaker assembly, with one or two valves inoperable for opening, restore the vacuum breaker assembly to OPERABLE status within 72                                        hours or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12                                        hours and in                                                                                                i01 ACTION D                                                                    COLD SHUTDOWN within the following 24                                        hours.                                                                                            )
Tines with one                                                                              -      -                                                      DE 3                      l                      s                                sn one li ACTION E                                          b.                                                                                                    With two reactor building - suppression chamber vacuum breaker assemblies with one or two valves inoperable for opening, restore both valves in one                    vacuum breaker assembly to OPERABLE status within 1 hour or be in at least HOT SHUTDOWN within the next ACTION F                                                                    12                                        hours and                                        in COLD SHUTDOWN                                                            within the following 24                                        hours. DE 3 Ore lis                                                                DE 4                          -      -
ACTION A                                          c.                                                                                                      With one or two reactor building - suppression chamber vacuum breaker assemblies, with one valve                    not closed, close the open vacuum breaker assembly valve(s) within 72 hours ACTION F                                                                    or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12                                        hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                        hours.                  DE 3                                                                                                      DE 4 Ore lis                                                                                                                                    -      -                                                                                                        s ACTION B                                          d.                                                                                                    With two valves in one or two reactor building - suppression chamber vacuum breaker assemblies not closed, close one open vacuum breaker assembly valve in each affected assembly within 1 hour or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12                                        hours and ACTION F                                                                    in COLD SHUTDOWN                                                            within the following 24                                        hours.      DE 3 DE 4                                                                                                     
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SR 3.6.1.7.1 4.6.4.2Each                                                                                                                                              reactor building -                                                                    suppression chamber vacuum breaker  assembly shall be:
: a.                                                                                                                      Verified                                            closed in accordance with the Surveillance Frequency Control Program*.
y        is
: b.                                                                                                                      Demonstrated OPERABLE:
 
SR 3.6.1.7.2                                                              1.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by:
 
a)                                                                                    Performing                                            a functional test of each vacuum breaker  assembly valve.
 
SR 3.6.1.7.3                                                              2.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by:
 
a)                                                                                                    Verifying                                            the opening setpoint of each vacuum breaker assembly valve to be less than or equal to                                            0.25                      psid.
is
 
S                7  .1 TE                                                                                                                                        s
* Not required to be met for vacuum breaker assembly valves                  that are open during surveillances or that are                    open when performing their intended functions.
S                7      NO HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-45                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187
 
A01                                                                                                                                                                                                                                                                                                  ITS 3.6.1.7
 
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HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-46                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.7, REACTOR BUILDING-TO-SUPPRESSION CHAMBER VACUUM BREAKERS
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                              In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433, Rev. 5.0, "Standard Technical Specifications      - General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                      CTS 3.6.4.2 requires each reactor building        - suppression chamber vacuum breaker assembly to be OPERABLE and the actions refer to vacuum breaker assemblies with one or two valves    . I TS L CO 3.6.1.7 requires each reactor building-                                            to-suppression chamber  vacuum breaker to be OPERABLE and the ACTIONS refer to vacuum breakers per line. This changes the CTS from referring to assemblies to lines  .
 
This change is acceptable because it represents a presentation preference and does not result in technical change. Vacuum  in the suppression cham ber is relieved by a 24-                                                  inch vacuum breaker  assembly located in each of two lines between the reactor building and the                            suppression chamber free space. Each assembly consists of a check type vacuum      relief valve and a pneumatically operated butterfly valve mounted in series,      with the butterfly valve located between the containment and the check type                            valve. The ITS presentation continues to  address both valves of the reactor building    - suppression chamber vacuum breaker assembly  . This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.4.2 Applicability states  OPERATIONAL CONDITIONS 1 , 2 and 3.                                                          I TS 3.6.1.7 Applicability states MODE S 1, 2, and 3.                                                                                  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3. 6.4.2 Applicability is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE) in which the LCO is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not    changed.                                              This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A04                                              ITS 3.6.1 .7 ACTIONS Note states Separate Condition entry is allowed for each line. The Note provides explicit instructions for proper application of the ACTIONS for Technical Specification compliance. In conjunction with ITS 1.3, Completion Times,  this ACTIONS Note provides direction consistent with the intent of the existing ACTIONS for inoperable reactor building-                              to-suppression chamber vacuum breakers. This change is acceptable because the clarification of th e Note is consistent with the intent and interpretation of the CTS. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.7, REACTOR BUILDING-TO-SUPPRESSION CHAMBER VACUUM BREAKERS
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                      (Category 4  -            Relaxation of Required Action)    CTS 3 .6.4.1 Action a    requires th e plant to be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24 hours when the Actions or Completion Times cannot be met. ITS    3.6.1.7 ACTION D requires the unit to be placed in MODE 3 within 12 hours when the Required Action and associated Completion Time of Condition C                                    is not met. This changes the CTS by removing the requirement to be in COLD SHUTDOWN (ITS MODE 4) within the following 24 hours, changing the end state of CTS shutdown actions from COLD SHUTDOWN within the following 24 hours to MODE 3 within 12 hours.
 
The purpose of the CTS actions is to place the plant in a MODE in which overall plant risk is minimized. This change is acceptable because placing the plant in MODE 3 provides for a similar or lower risk than placing the plant in MODE 4, although voluntary  entry into MODE 4 is acceptable. In addition, remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore    the system to OPERABLE status will be short. ITS Required Action D                                      .1 is modified by the addition of a Note prohibiting entry into the end state MODE within the Applicability during startup using the provisions of LCO 3.0.4.a to provide assurance that entry into the end state MODE during startup is not made without the appropriate risk assessment. The addition of ITS ACTION D                                      is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF      -423-A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC      -32988-                  A, dated September 16, 2014.  (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with                              the guidance of NUMARC 93-01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF  -IG-05-02, Implementation Guidance for TSTF      -423, Rev. 1, Technical Specifications End States, NEDC-32988-A, upon implementation of the end state requirements. The change is designated less restrictive because a
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1.7, REACTOR BUILDING-TO-SUPPRESSION CHAMBER VACUUM BREAKERS
 
less restrictive completion time is imposed when the specified Required Actions cannot be met.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 3 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFD s)
CTS                                                                                                                    Reactor Building-to-Suppression Chamber Vacuum Breakers 3.6.1.7
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.4.2                3.6.1.7                                                                                                                                                                                              Reactor Building-to-Suppression Chamber Vacuum Breakers
 
3.6.4.2                LCO  3.6.1.7                                                                                                                                                                                                                                                                                              Each reactor building-to-                                                                                          suppression chamber vacuum breaker shall be OPERABLE.
 
Applicability            APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                                                                                                              3.
 
ACTIONS
                              ------------------------------------------------------------NOTE                                                                                                                                                              -----------------------------------------------------------
DOC A03                    Separate Condition entry is allowed for each line.
 
CONDITION                                                                            REQUIRED ACTION                                                                          COMPLETION TIME
 
Action c                      A.                  One or more lines with                                            A.1                                                                        Close the open vacuum            72                                            hours one reactor building-to-                                                                            breaker.
suppression chamber vacuum breaker not closed.
 
Action d                      B.                  One or more lines with                                            B.1                                                                        Close one open vacuum            1 hour two reactor building-to-                                                                            breaker.
suppression chamber vacuum breakers not closed.
 
Action a                    C.      One line with one or                                                          C.1                                                                      Restore the vacuum                72                                            hours more reactor building-to-                                                                          breaker(s) to OPERABLE suppression chamber                                                                                status.                                                                              [OR vacuum breakers inoperable for opening.                                                                                                                                                                  In accordance with                                                                2 the Risk Informed Completion Time Program]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.7-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                              Amendment XXX CTS                                                                                                                                                Reactor Building-to-Suppression Chamber Vacuum Breakers 3.6.1.7
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                                                REQUIRED ACTION                                                                                              COMPLETION TIME
 
Action a                            D.                Required Action and                                                                      D.1                                                                      ---------------NOTE--------------
(2nd action)                                        associated Completion                                                                                                                                                                                                    LCO 3.0.4.a is not DOC L01                                            Time of Condition                                            C not                                                      applicable when entering met.                                                                                                                      MODE 3.
 
Be in MODE 3. 12                                            hours
 
Action b                            E.                    Two [or more]                                  lines with                            E.1                                                                        Restore all vacuum                                      1 hour one or more reactor                                                                                                      breakers in [                                one]                                                                  line to building-to-suppression                                                                                                  OPERABLE status.                                                                                        [OR chamber vacuum                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        2 breakers inoperable for                                                                                                                                                                                                            In accordance with opening.                                                                                                                                                                                                                          the Risk Informed Completion Time Program]
 
Action b, c, d                            F.                      Required Action and                                                                F.1                                                                                                          Be in MODE 3.        12                                            hours (2nd action)                                        Associated Completion Time of Condition                                            A, B,                            AND or E not met.
F.2                                                                                                          Be in MODE 4.        36                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.7-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                    Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                        Reactor Building-to-Suppression Chamber Vacuum Breakers 3.6.1.7
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                                                        FREQUENCY
 
SR  3.6.1.7.1                                                                                                                                                                                                                                                                              ------------------------------NOTES                                                                                                                                                                                        -----------------------------
4.6.4.2.a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    1.                                                                Not required to be met for vacuum breakers that Footnote
* are open during Surveillances.
 
4.6.4.2.a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    2.                                                                Not required to be met for vacuum breakers Footnote
* open when performing their intended function.
 
4.6.4.2.a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Verify each vacuum breaker is closed.[ 14                                            days
 
OR
 
In accordance                                                                                          2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
4.6.4.2.b.1                                SR  3.6.1.7.2                                                                                                                                                                                                                                                                              Perform a functional test of each vacuum breaker.[ [92]                                                                  days
 
OR
 
In accordance                                                                                          2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
4.6.4.2.b.2                                SR  3.6.1.7.3                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify the opening setpoint of each vacuum breaker [ [18]                                                                  months is  [0.5]                                                                              psid.
0.25                                                                                                                                                                                                    OR
 
In accordance                                                                                          2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.1.7-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                          Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.7, REACTOR BUILDING-TO-SUPPRESSION CHAMBER VACUUM BREAKERS
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) B ases Mar kup and Justification for Deviations (JFD s)
 
Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.7  Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                The function of the reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers is to relieve vacuum when primary containment depressurizes below reactor building pressure. If the drywell depressurizes below reactor building pressure, the negative differential pressure is mitigated by flow through the reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers and through the suppression-                                          chamber-to-drywell vacuum breakers. The design of the external (reactor building-                                          to-suppression chamber) vacuum relief provisions consists of two vacuum breakers (a vacuum breaker and an air operated butterfly valve), located in series in each of two lines from the reactor building to the suppression chamber airspace. The butterfly valve is actuated by differential pressure. The vacuum breaker is self actuating and can be remotely operated for testing purposes. The two vacuum breakers in series must be closed to maintain a leak tight primary containment boundary.
 
A negative differential pressure across the drywell wall is caused by rapid depressurization of the drywell. Events that cause this rapid depressurization are cooling cycles, inadvertent primary containment spray actuation, and steam condensation in the event of a primary system rupture. Reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers prevent an excessive negative differential pressure across the primary containment boundary. Cooling cycles result in minor pressure transients in the drywell, which occur slowly and are normally controlled by heating and ventilation equipment. Inadvertent spray actuation results in a more significant pressure transient and becomes important in sizing the external (reactor building-                                          to-suppression chamber) vacuum breakers.
 
The external vacuum breakers are sized on the basis of the air flow from the secondary containment that is required to mitigate the depressurization transient and limit the maximum negative containment (drywell and suppression chamber) pressure to within design limits. The maximum depressurization rate is a function of the primary containment spray flow rate and temperature and the assumed initial conditions of the primary containment atmosphere. Low spray temperatures and atmospheric conditions that yield the minimum amount of contained noncondensible gases are assumed for conservatism.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                              Revision XXX Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
BASES
 
APPLICABLE                                                                                                                                    Analytical methods and assumptions involving the reactor building-                                          to-SAFETY                                                                                                                                                                                                                  suppression chamber vacuum breakers are presented in Reference 1 as ANALYSES                                                                                                                                                                      part of the accident response of the containment systems. Internal (suppression-chamber-to-drywell) and external (reactor building-                                          to-suppression chamber) vacuum breakers are provided as part of the primary containment to limit the negative differential pressure across the drywell and suppression chamber walls, which form part of the primary containment boundary.
0.25 The safety analyses assume the external vacuum breakers to be closed initially and to be fully open at [0.5]          psid (Ref. 1). Additionally, of the two                                                    2 reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers, one is assumed to fail in a closed position to satisfy the single active failure criterion. Design Basis Accident (DBA) analyses require the vacuum breakers to be closed initially and to remain closed and leak tight with positive primary containment pressure.
 
Five cases were considered in the safety analyses to determine the adequacy of the external vacuum breakers:
: a.                                  A small break loss of coolant accident followed by actuation of both primary containment spray loops,
: b.                                  Inadvertent actuation of one primary containment spray loop during normal operation,
: c.                                    Inadvertent actuation of both primary containment spray loops during                                    3 normal operation,
: d.                                  A postulated DBA assuming Emergency Core Cooling Systems (ECCS) runout flow with a condensation effectiveness of 50%, and
: e.                                  A postulated DBA assuming ECCS runout flow with a condensation effectiveness of 100%.
0.25 The results of these five cases show that the                                          external vacuum breakers, with an opening setpoint of [0.5]            psid, are capable of maintaining                                          the                    2 differential pressure within design limits.
 
The reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers satisfy Criterion 3 of 10                                                        CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                            Revision XXX Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
BASES
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    All reactor building-                                                      to-suppression chamber vacuum breakers are required to be OPERABLE to satisfy the assumptions used in the safety analyses. The requirement ensures that the two vacuum breakers (vacuum breaker and air operated butterfly valve) in each of the two lines from the reactor building to the suppression chamber airspace are closed (except during testing or when performing their intended function). Also, the requirement ensures both vacuum breakers in each line will open to relieve a negative pressure in the suppression chamber.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a DBA could cause pressurization of primary containment. In MODES 1, 2, and                                                                            3, the Suppression Pool Spray System is required to be OPERABLE to mitigate the effects of a DBA. Excessive negative pressure inside primary containment could occur due to inadvertent initiation of this system. Therefore, the vacuum breakers are required to be OPERABLE in MODES 1, 2, and 3, when the Suppression Pool Spray System is required to be OPERABLE, to mitigate the effects of inadvertent actuation of the Suppression Pool Spray System.
 
Also, in MODES 1, 2, and 3, a DBA could result in excessive negative differential pressure across the drywell wall caused by the rapid depressurization of the drywell. The event that results in the limiting rapid depressurization of the drywell is the primary system rupture, which purges the drywell of air and fills the drywell free airspace with steam.
Subsequent condensation of the steam would result in depressurization of the drywell. The limiting pressure and temperature of the primary system prior to a DBA occur in MODES 1, 2, and                                                                            3.
 
In MODES 4 and 5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. Therefore, maintaining reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers OPERABLE is not required in MODE 4 or 5.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                      A Note has been added to provide clarification that, for the purpose of this LCO, separate Condition entry is allowed for each penetration flow path.
 
A.1
 
With one or more vacuum breakers not closed, the leak tight primary containment boundary may be threatened. Therefore, the inoperable vacuum breakers must be restored to OPERABLE status or the open vacuum breaker closed within 72                                                                            hours. The 72                                                      hour Completion Time is consistent with requirements for inoperable suppression-                                          chamber-to-drywell vacuum breakers in LCO 3.6.1.8, "Suppression-                                            Chamber-to-Drywell Vacuum Breakers."  The 72                                                      hour Completion Time takes into account the redundancy capability afforded by the remaining breakers,
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                      Revision XXX Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
the fact that the OPERABLE breaker in each of the lines is closed,                                                    and the low probability of an event occurring that would require the vacuum breakers to be OPERABLE during this period.
 
B.1
 
With one or more lines with two vacuum breakers not closed, primary containment integrity is not maintained. Therefore, one open vacuum breaker must be closed within 1                                                      hour. This Completion Time is consistent with the ACTIONS of LCO 3.6.1.1, "Primary Containment," which requires that primary containment be restored to OPERABLE status within 1                    hour.
 
C.1
 
With one line with one or more vacuum breakers inoperable for opening, the leak tight primary containment boundary is intact. The ability to mitigate an event that causes a containment depressurization is threatened, however, if both vacuum breakers in at least        one vacuum breaker penetration are not OPERABLE. Therefore, the inoperable vacuum breaker must be restored to OPERABLE status within 72 hours
[or in accordance with the Risk Informed Completion Time Program].                                                                2 This is consistent with the Completion Time for Condition                                            A and the fact that the leak tight primary containment boundary is being maintained.
 
D.1
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------
Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effectiveness                                                              4 of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision [4F]                                                      .
: 2.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-                                                                                                                          IG-                                        05-                                            02, Implementation Guidance for TSTF-                                              423, Revision 2, "Technical Specifications End States, NEDC-32988-                                                                                                            A," November 2009.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                        Revision XXX Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
If one line has one or more reactor building-                                          to-suppression chamber vacuum breakers inoperable for opening and they are not restored within the Completion Time in Condition                                          C, the remaining breakers in the remaining lines can provide the opening function. The plant must be brought to a condition in which overall plant risk is minimized. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref. 2) and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-                          risk state.
 
Required Action                                          D.1 is modified by a Note that states that LCO 3.0.4.a is not applicable when entering MODE 3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO 3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE 3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO          3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
E.1
 
With two [or more]          lines with one or more vacuum breakers inoperable for                              2 opening, the primary containment boundary is intact. However, in the event of a containment depressurization, the function of the vacuum breakers is lost. Therefore, all vacuum breakers in [                              one] line must be        2 restored to OPERABLE status within 1 hour [or in accordance with the                                        2 Risk Informed Completion Time Program]. This Completion Time is consistent with the ACTIONS of LCO 3.6.1.1, which requires that primary containment be restored to OPERABLE status within 1                    hour.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                            Revision XXX Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
F.1 and F.2
 
If the vacuum breakers in [one] or more lines cannot be closed or restored to OPERABLE status within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12                                              hours and to MODE 4 within 36 hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.1.7.1 REQUIREMENTS Each vacuum breaker is verified to be closed to ensure that a potential breach in the primary containment boundary is not present. This Surveillance is performed by observing local or control room indications of vacuum breaker position or by verifying a differential pressure of                                                                1
[0.5]            psid is maintained between the reactor building and suppression chamber.  [ The 14                                                        day Frequency is based on engineering judgment, is considered adequate in view of other indications of vacuum breaker status available to operations personnel, and has been shown to be                                                                2 acceptable through operating experience.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                5 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                    ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
Two Notes are added to this SR. The first Note allows reactor                                                    -to-suppression chamber vacuum breakers opened in conjunction with the performance of a Surveillance to not be considered as failing this SR.
These periods of opening vacuum breakers are controlled by plant procedures and do not represent inoperable vacuum breakers. The second Note is included to clarify that vacuum breakers open due to an actual differential pressure are not considered as failing this SR.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                      Revision XXX Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SR  3.6.1.7.2
 
Each vacuum breaker must be cycled to ensure that it opens properly to perform its design function and returns to its fully closed position. This ensures that the safety analysis assumptions are valid.  [ The [92] day Frequency of this SR was developed based upon                          INSERVICE TESTING PROGRAM requirements to perform valve testing at least once every                                                  2
[92] days.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                5 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
SR  3.6.1.7.3 0.25 Demonstration of vacuum breaker opening setpoint is necessary to ensure that the safety analysis assumption regarding vacuum breaker full open differential pressure of  [0.5] psid is valid.  [ The [18] month Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the conditions that apply during a plant outage and the potential for an unplanned transient if the Surveillance were performed with the reactor                    at power. For this unit, the [18] month Frequency has been shown to be                                                2 acceptable, based on operating experience, and is further justified because of other surveillances performed at shorter Frequencies that convey the proper functioning status of each vacuum breaker.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                5 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                              Revision XXX Reactor Building-                                          to-Suppression Chamber Vacuum Breakers B 3.6.1.7
 
BASES
 
REFERENCES                                                                                                          1.                                  FSAR, Section [6.2].                                                                                                                                                                                                                                                                  2 U
: 2.                                  NEDC-                                                        32988-                                                                                                            A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk        -
Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.7-8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                          Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1.7 BASES, REACTOR BUILDING-TO-SUPPRESSION CHAMBER VACUUM BREAKERS
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
: 3.                      HCGS License Amendment 133    included changes to Reactor Building-                                                                                  to-Suppression Chamber Vacuum Breaker    Technical Specifications and Technical Specification Bases. The HCGS Technical Specification Bases      , which was submitted to the NRC with the license am endment request, did not include the ISTS 3.6.1.7 Bases Applicable Safety Analysis discussion for the fi    ve cases c                            onsidered in the safety analyses to determine the adequacy of the external vacuum breakers          .
Consistent with the HCGS current Technical Specification Bases, this information is not included in the ITS 3.6.1.7 Bases.      Exclusion of this ISTS Bases informati                                        on from the HCGS ITS Bases does not adversely impact the ability to comply with the Specification                                                and the retained Bases inform  ation is considered  adequate to describe the safety analysis of the primary containment external vacuum breakers        . License Amendm ent 133 was approved in the NRC safety evaluation                                  Hope Creek Generating Station -                                    Issuance of Amendment RE: Vacuum Breaker Technical Specification Changes, dated October 3, 20    01 (ADAMS Accession Num ber ML011730396) .
: 4.                    Hope Creek is adopting TSTF  -423-A, Technical Specification End States, consistent with ISTS 3.6.1.7 ACTION D. The addition of ITS ACTION D            is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF -423-A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC      -32988-A, dated September 16, 2014. (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the guidance of NUMARC 93-01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF          -
IG-                                          05-                                              02, Implementation Guidance for TSTF      -423, Rev. 1, Technical Specifications End States, NEDC-32988-A, upon implementation of the end state requirements.
: 5.                    The Reviewers Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1.7, REACTOR BUILDING-TO-SUPPRESSION CHAMBER VACUUM BREAKERS
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 8
 
ITS 3.6.1.8, Suppr ess ion C ham ber-to-Drywell Vacuum Breakers
 
Current Technical Specifications (  CT S) Markup and Disc us si on of Change s (DOC s)
ITS                                                                                                                                                                    A01 3.6            CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                                                ITS 3.6.1.8
 
3/4.6.4 VACUUM RELIEF
                                                                                                                    - to -
SUPPRESSION CHAMBER                                                                -          DRYWELL VACUUM BREAKERS
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION Eight                                                                    - to -
LCO 3.6.1.8                    3.6.4.1  All                  suppression chamber - drywell vacuum breakers shall be OPERABLE.
 
MODES Applicability                  APPLICABILITY:                                                                                                      OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.                                                                                                                                                    A02
 
ACTION:
suppression chamber-to-drywell ACTION A                                                a.                                                                                      With one of the above vacuum breakers                    inoperable for opening restore the vacuum breaker to OPERABLE status within 72 hours or be in at least                                HOT ACTION B                                            MODE 3                  SHUTDOWNwithin                                                  the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN within the                                                                                                                                            L01 following 24                                                                                                    hours.
                                                                                                                                                                                                  - to -                                                                        s ACTION C                                                b.                                                                                      With one or more suppression chamber - drywell vacuum breaker not closed, close the open vacuum breaker within 2                                                      hours; or be in at least HOT ACTION D                                            MODE 3                    SHUTDOWN                            within the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN                                                                              within the following 24                                            hours.                              s                                                  MODE 3 36
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-43                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 133 ITS                                                                                                                                                                                          A01 3.6              CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                                                                              ITS 3.6.1.8
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SR 3.6.1.8.1                      4.6.4.1 Each suppression chamber - drywell                                                                                                                        vacuum breaker shall be:
: a.                                                                                      Verified closed in accordance with the Surveillance Frequency Control Program*.
y        is
: b.                                                                                    Demonstrated OPERABLE:
 
SR 3.6.1.8.2
: 1.                                                                                    In accordance with the Surveillance Frequency Control Program and within 12 hours after any discharge of steam to the suppression chamber from the safety-relief valves, by performing a functional test of each vacuum breaker.
 
SR 3.6.1.8.3                                                                        2.                                                                                    In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by verifying the opening setpoint of each vacuum breaker to be less than or equal to                      0.20 psid.
is
 
s SR 3.6.1.8.1
* Not required to be met for vacuum breaker assembly valves that are open during NOTE                                                  surveillances or that are open                                                                                          when performing their intended functions.
 
LCO 3.6.1.8                                                                                                                              except (closed exception)
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-44                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 187 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1 .8, SUPPRESSION CHAMBER-                          TO-DRYWELL VACUUM BREAKERS
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                              In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433, Rev. 5.0, "Standard Technical Specifications                                                  - General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                      CTS 3.6.4.1 Applicability states  OPERATIONAL CONDITIONS 1 , 2 and 3.                                                          I TS 3.6.1.8 Applicability states MODE S 1, 2, and 3.                                                                                  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3. 6.4.1 Applicability is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE) in which the LCO is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not    changed.                                              This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                      (Category 4  -          Relaxation of Required Action)    CTS 3 .6.4.1 Action a    requires                    th e plant to be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24 hours when the Actions or Completion Times cannot be met. ITS    3.6.1.8 ACTION B requires the unit to be placed in MODE 3 within 12 hours when the Required Action and associated Completion Time of Condition A  is not met. This changes the CTS by removing the requirement to be in COLD SHUTDOWN (ITS MODE 4) within the following 24 hours, changing the end state of CTS shutdown actions from COLD SHUTDOWN within the following 24 hours to MODE 3 within 12 hours.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 2 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.1 .8, SUPPRESSION CHAMBER-                          TO-DRYWELL VACUUM BREAKERS
 
The purpose of the CTS actions is to place the plant in a MODE in which overall plant risk is minimized. This change is acceptable because placing the plant in MODE 3 provides for a similar or lower risk than placing the plant in MODE 4, although voluntary  entry into MODE 4 is acceptable. In addition, remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore    the system to OPERABLE status will be short. ITS Required Action B                                  .1 is modified by the addition of a Note prohibiting entry into the end state MODE within the Applicability during startup using the provisions of LCO 3.0.4.a to provide assurance that entry into the end state MODE during startup is not made without the appropriate risk assessment. The addition of ITS ACTION B                                      is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF      -423-A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC      -32988-                  A, dated September    16, 2014. (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accor    dance with the guidance of NUMARC 93-01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF  -IG-05-02, Implementation Guidance for TSTF      -423, Rev. 1, Technical Specifications End States, NEDC  -32988-A, upon implementation of the end state requirements. The change is designated less restrictive because a less restrictive completion time is imposed when the specified Required Actions cannot be met.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 2 Improv ed Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFD s)
CTS                                                                                                                                                  Suppression Chamber-to-Drywell Vacuum Breakers 3.6.1.8
 
3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.1.8                                                                    Suppression Chamber-to-Drywell Vacuum Breakers Eight 3.6.4.1                LCO  3.6.1.8                                                                                                                                              [Nine] suppression chamber-to-drywell vacuum breakers shall be                                                                              2 OPERABLE                          for opening.
 
AND
 
[Twelve] suppression chamber-to-drywell vacuum breakers shall be closed, except when performing their intended function.
 
Applicability                APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                  REQUIRED ACTION                                                                              COMPLETION TIME
 
ACTION a                        A.                  One required                                                          A.1                                                                        Restore one                                                                  vacuum 72                                            hours 3 suppression chamber-to-                                                                                breaker to OPERABLE drywell vacuum breaker                                                                                  status.                                                                                  [OR inoperable for opening.
In accordance with the Risk Informed                                                                    2 Completion Time Program]
 
ACTION a                        B.                  Required Action and                                                    B.1                                                                        ---------------NOTE                          --------------
DOC L01                                    associated Completion                                                                                                                                                                                      LCO 3.0.4.a is not Time of Condition                                          A not                                      applicable when entering met.                                                                                                    MODE 3.
 
Be in MODE 3. 12                                            hours
 
or more ACTION b                          C.                One suppression                                                          C.1                                                                    Close the open vacuum                    2 hours                                                                              4 chamber-to-drywell                                                                                      breaker.
vacuum breaker not                                                                                                          s closed.                                      s
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.8-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                  Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                          Suppression Chamber-to-Drywell Vacuum Breakers 3.6.1.8
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                                                REQUIRED ACTION                                                                                            COMPLETION TIME
 
ACTION b                              D.                Required Action and                                                                    D.1                                                                    Be in MODE 3.                                              12                                            hours associated Completion Time of Condition                                            C not                            AND met.
D.2                                                                    Be in MODE 4.                                              36                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.8-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                    Amendment XXX CTS                                                                                                                                                          Suppression Chamber-to-Drywell Vacuum Breakers 3.6.1.8
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                            FREQUENCY
 
4.6.4.1.a                      SR  3.6.1.8.1                                                                                              -------------------------------NOTE              ------------------------------
Footnote
* Not required to be met for vacuum breakers that are open during Surveillances.
 
Verify each vacuum breaker is closed. [ 14 days
 
OR
 
In accordance                                                                  2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
AND
 
Within 2 hours after any discharge of steam to the suppression chamber from the safety/relief valves (S/RVs) or any operation that                                                              5 causes the drywell-                to-suppression chamber differential pressure to be reduced by
[0.5]            psid
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.8-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                        Amendment XXX CTS                                                                                                                        Suppression Chamber-to-Drywell Vacuum Breakers 3.6.1.8
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                          FREQUENCY
 
4.6.4.1.b.1                SR  3.6.1.8.2                                                                                                                      Perform a functional test of each required vacuum [ 31 days                                                    4 breaker.
OR
 
In accordance                                                  2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
AND
 
Within 12                                                                              hours after any discharge of steam to the suppression chamber from the S/RVs
 
AND
 
Within 12                                                                              hours following an                                                  6 operation that causes any of the vacuum breakers to open
 
4.6.4.1.b.2                SR  3.6.1.8.3                                                                                                                    Verify the opening setpoint of each required                                                      vacuum [ [18] months 4 breaker is  [0.5]            psid.
0.2                                                                                                  OR
 
In accordance                                                  2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.8-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1 .8, SUPPRESSION CHAMBER-                          TO-DRYWELL VACUUM BREAKERS
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
: 3.                    The Hope Creek Generating Station (HCGS)                                      design includes eight suppression cham ber-to-drywell vacuum breakers. Safety analys  is assumes                  all eight suppression cham ber-to-drywell vacuum breakers are initially closed and seven of eight suppression chamber  -to-drywell vacuum breakers open during design basis accidents that result in excessive  negative differential pressure across the wetwell-drywell boundary . Therefore, ISTS LCO 3.6.1. 8 is revised in the ITS to be consistent with the HCGS current licensing basis    and sta te s, Each suppression cham ber-to-drywell vacuum breaker shall be OPERABLE    . ISTS 3 .6 .1 .8  ACTION A and SRs 3.6.1.8.2 and 3.6.1.8.3                          are modified  in the ITS to reflect the change to the LCO and to be consistent with the guidance provided in the ITS Writers Guide (                                                                                    TSTF-                                              GG-05-                                            01). The HCGS ITS 3.6.1.8 presentation is      similar to the  ITS 3.6.1.8 presentation in Fermi Unit 2 (NRC ADAMS Accession No. ML053060228)  .
: 4.                    ISTS 3.6.1.8 ACTION C is modified in ITS 3.6.1.8 ACTION          C to reflect HCGS licensing basis, which allows 2          hours to close one or more suppression chamber      -to-drywell vacuum breakers discovered not closed prior to requiring a plant shutdown.
Suppression chamber overpressurization due to bypass leakage can occur if a LOCA were to occur, regardless of the num ber of            vacuum breakers open. However, a short time is acceptable to close th e                                  open vacuum breaker s                  due to the low probability of an event that would pressurize primary containment        . If vacuum breaker position indication is not reliable, an alternate method of verifying that the vacuum breakers are closed is to verify th e                differential pressure between the suppression chamber and drywell is maintained for a short period of time without makeup.                      The 2 hour Completion Time is considered adequate to perform this        differential pressure test. The HCGS ITS 3.6.1.8 presentation is similar to                the ITS 3.6.1.8  presentation in Fermi Un it 2 (NRC ADAMS Accession No. ML053060228).
: 5.                    The second Frequency to I S TS                SR 3.6.1.8.1 requires the vacuum breakers to be verified closed w                                                            ithin 2 hours    after any discharge of steam to the suppression chamber from the safety/relief valves (S/RVs) or any operation that causes the drywell-                to-suppression chamber differential pressure to be reduced by  [0.5]            psid.
This Frequency is not included in ITS                SR 3.6.1.8.1 consistent with current licensing basis, which does not include this Frequency      . Surveillances must be continually met per I TS SR 3.0.1, thus if the vacuum breakers are    discovered  open even between performance of the SR  , the SR would still be considered not met      and ACTIONS would be required. There are many other instances where valves are required to be closed and verified closed on a periodic basis. If these other valves are cycled (e.g.,
ECCS valves), plant administrative controls ensure they are left in the correct position and a special Frequency of the Surveillance is not required. In addition, these vacuum breakers have position indication in the control room and are continuously monitored by control room operators. If conditions exist for the vacuum breakers to be potentially    opened (e.g., venting the drywell), control room operators
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 2 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1 .8, SUPPRESSION CHAMBER-                          TO-DRYWELL VACUUM BREAKERS
 
would be alert to the possibility and ensure the vacuum breakers were closed at the completion of the evolution.
: 6.                    The third Frequency to ISTS                                    SR 3.6.1.8.2 requires a functional test of the vacuum breakers (i.e., cycle the vacuum breakers) within 12 hours      following an operation that causes any of  the vacuum breakers to              open. This Frequency is not included in ITS SR 3.6.1.8.2 consistent with current licensing basis, which does not include this Frequency. Surveillances must be continually met per      I TS SR 3.0.1, thus if the vacuum breakers are discovered                                      open even between performance of the SR    , the SR would still be considered not met and ACTIONS would be required. Since the vacuum breakers are designed to operate and assumed to function after a LOCA blowdown, their operation (as designed) after some steam release or change in internal pressure should not raise questions regarding immediate OPERABILITY of the vacuum breakers. Steam discharged    to the suppression chamber, resulting in increased suppression chamber air space pressure and vacuum breaker opening, would pose long term degradation rather than any immediate OPERABILITY concern. The 12 hour Frequency would be meaningless to detect long term degradation, while the normal    periodic Frequency in accordance with the Surveillance Frequency Control Program    more than satisfies this  concern.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 2 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) B ases Mar kup and Justification for Deviations (JFD s)
 
Suppression Chamber  -to-Drywell Vacuum Breakers B 3 .6 .1 .8
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.8  Suppression Chamber    -to-Drywell Vacuum Breakers
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                    The function of the suppression-                          chamber-to-drywell vacuum breakers is to relieve vacuum in the drywell. There are [1 2]                                        internal vacuum breakers 2 eight    located on the vent header of the vent system between the drywell and the suppression chamber, which allow air and steam flow from the suppression chamber to the drywell when the drywell is at a negative pressure with respect to the suppression chamber. Therefore, suppression chamber  -to-drywell vacuum breakers prevent an excessive negative differential pressure across the wetwell drywell boundary. Each vacuum breaker is a self actuating valve, similar to a check valve, which can be remotely operated for testing purposes.
 
A negative differential pressure across the drywell wall is caused by rapid depressurization of the drywell. Events that cause this rapid depressurization are cooling cycles, inadvertent drywell spray actuation, and steam condensation from sprays or subco    oled water reflood of a break in the event of a primary system rupture. Cooling cycles result in minor pressure transients in the drywell that occur slowly and are normally controlled by heating and ventilation equipment. Spray actuation or spill of subcooled water out of a break results in more significant pressure transients and becomes important in sizing the internal vacuum breakers.
 
In the event of a primary system rupture, steam condensation within the drywell results in the most severe pressure transient. Following a primary system rupture, air in the drywell is purged into the suppression chamber free airspace, leaving the drywell    full of steam. Subsequent condensation by    of the steam can be caused in two possible ways, namely,                                        Emergency  1 Core Cooling Systems flow from a recirculation line break, or drywell spray actuation following a loss of coolant accident (LOCA). These two                                      1 cases determine the maximum depressurization rate of the drywell.      `
 
In addition, the waterleg in the Mark      I Vent System downcomer is controlled by the drywell  -to-suppression chamber differential pressure. If the drywell pressure is less than the suppression chamber pressure, there will be an increase in the vent waterleg.        This will result in an increase in the water clearing inertia in the event of a postulated LOCA, resulting in an increase in the peak drywell pressure. This in turn will result in an increase in the pool swell dynamic loads. The internal vacuum breakers limit the height of the waterleg in the vent system during normal operation.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                  B 3 .6 .1 .8-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                          Revision XXX Suppression Chamber  -to-Drywell Vacuum Breakers B 3 .6 .1 .8
 
BASES
 
APPLICABLE                                                                                                                                                Analytical methods and assumptions involving the suppression chamber        -
SAFETY                                                                                                                                                                                                                      to-drywell vacuum breakers are presented in Reference      1 as part of the ANALYSES                                                                                                                                                                      accident response of the primary containment systems. Internal (suppression chamber  -to-drywell) and external (reactor building-                                                  to-suppression chamber) vacuum breakers are provided as part of the primary containment to limit the negative differential pressure across the drywell and suppression chamber walls t    hat form part of the primary containment boundary.
is    0.2 The safety analyses assume that the internal vacuum breakers are closed one  initially and are fully open at a differential pressure of        [0.5] psid (Ref. 1).
eight          Additionally, 3 of the 12                                internal vacuum breakers  are assumed to fail in a                        1 closed position (Ref. 1). The results of the analyses show that the design limits are    pressure  is not exceeded even under the worst case accident scenario.                                                                1 The vacuum breaker opening differential pressure setpoint and the all eight      requirement that [9] of [12]            vacuum breakers be OPERABLE are a result of the requirement placed on the vacuum breakers to limit the vent                                                                    2 system waterleg height. The total cross sectional area of the main vent system between the drywell and suppression chamber needed to fulfill                                                                  1 this requirement has been established as a minimum of [51.5] times the total break area (Ref. 1 ). In turn,  the vacuum  relief capacity between the drywell and suppression chamber should be [                                      1/16]                                            of the total main vent 0.2      cross sectional area, with the valves set to operate at [0 .5]                    psid differential pressure. Design Basis Accident (DBA) analyses require the vacuum breakers to be closed initially and to remain closed and leak tight          ,
with the suppression pool at a positive pressure relative to the drywell          .                                                  1
 
The suppression chamber  -to-drywell vacuum breakers satisfy Criterion 3 of 10                                                        CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Only [9] of the [12]  vacuum breakers must be OPERABLE for openingAll eight . 3 and      All suppression chamber  -to-drywell vacuum breakers, however,                are                                                1 required to be                                                                              closed (except during testing or when the vacuum breakers are performing their intended design function). The vacuum breaker OPERABILITY requirement provides assurance that the drywell      -to-suppression chamber negative differential pressure remains below th        e design value. The requirement that the vacuum breakers be closed ensures that there is no excessive bypass leakage should a LOCA occur.
 
APPLICABILITY                                                                                        In MODES 1, 2, and                        3, the Suppression Pool Spray System is required to be OPERABLE to mitigate the effects of a DBA. Excessive negative pressure inside the drywell could occur due to inadvertent actuation of this system. The vacuum breakers, therefore, are required to be OPERABLE in MODES                              1, 2, and                        3, when the Suppression Pool Spray System is required to be OPERABLE, to mitigate the effects of inadvertent actuation of the Suppression Pool Spray System.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                  B 3 .6 .1 .8-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                      Revision XXX Suppression Chamber  -to-Drywell Vacuum Breakers B 3 .6 .1 .8
 
BASES
 
APPLICABILITY  (continued)
 
A ls o ,  in  MO DE S 1, 2, and                        3, a DBA could result in excessive negative differential pressure across the drywell wall, caused by the rapid depressurization of the drywell. The event that results in the limiting rapid depressurization of the drywell is the pr    imary system rupture that purges the drywell of air and fills the drywell free airspace with steam.
Subsequent condensation of the steam would result in depressurization of the drywell. The limiting pressure and temperature of the primary system prior to a DBA occur in MODES 1, 2, and 3.
 
In MODES 4 and                        5, the probability and consequences of these events are reduced by the pressure and temperature limitations in these MODES; therefore, maintaining suppression chamber      -to-drywell vacuum breakers OPERABLE is not required in MODE    4 or 5.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1 seven With one of the    required vacuum breakers inoperable for opening (    e.g.,                                        3 the vacuum breaker is not open and may be stuck closed or not within its opening setpoint limit, so that it would not function as designed during an event that depressurized the drywell), the remaining      [eight] OPERABLE                                          2 vacuum breakers are capable of providing the vacuum relief function.
However, overall system reliability is reduced because a single failure in one of the remaining vacuum breakers could result in an excessive suppression chamber  -to-drywell differential pressure during a DBA.
eight    Therefore, with one of the [nine] required vacuum breakers inoperable,                                                2 72                                            hours is allowed to restore at least one of the inoperable vacuum breakers to OPERABLE status so that plant conditions are consistent with those assumed for the design basis analysis.          [Alternatively, a Completion                                    2 Time can be determined in accordance with the Risk Informed Completion Time Program.]    The 72                      hour Completion Time is considered acceptable due to the low probability of an event      in which the remaining                                        1 vacuum breaker capability woul  d not be adequate.
and t he adequacy of the r emaining vacuum br eaker  capability
 
B.1
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------
Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of                  4 NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effectiveness of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision  [4F].
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                  B 3 .6 .1 .8-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                Revision XXX Suppression Chamber  -to-Drywell Vacuum Breakers B 3 .6 .1 .8
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
: 2.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF      -IG                                          02, Implementation Guidance for TSTF  -423, Revision 2, "Technical                                          4 Specifications End States, NEDC  -32988-A," Novem ber 2009.
 
If a required suppression cham ber-to-drywell vacuum breaker is inoperable for opening and is not restored to OPERABLE status within the required Completion Time, the plant must be brought to a condition in which overall plant risk is minimized. To achieve                            this status, the plant must be brought to at least MODE    3 within 12 hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE      4 (Ref. 2) and because the time spent in MODE      3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE  4 may be made as it is also an acceptable low-                          risk state.
 
Required Action                        B.1 is m odified by a Note that states that LCO 3.0.4.a is not applicable when entering MODE    3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE  3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO      3.0.4.b, if applicable, because LCO  3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE        3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO                  3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
C.1 s                                                s An open vacuum breaker allow  s                      communication between the drywell and                    5 suppression chamber airspace, and, as a result, there is the potential for suppression chamber overpressurization due to this bypass leakage if a LOCA were to occur. Therefore, th e                open vacuum breaker must be                              5 closed. A short time is allowed to close the                vacuum breaker due to the                  5 low probability of an event that would pressurize primary containment. If vacuum breaker position indication is not reliable, an alternate method of                            s verifying that the vacuum breakers are closed is to verify that a differential pressure of [            0 .5] psid between the suppression chamber and drywell is                            2
 
0.2 General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                  B 3 .6 .1 .8-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                            Revision XXX Suppression Chamber  -to-Drywell Vacuum Breakers B 3 .6 .1 .8
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
maintained for 1  hour without makeup. The required 2                            hour Completion Time is considered adequate to perform this test.
 
D.1 and D.2 s
If the open suppression chamber  -to-drywell vacuum breaker cannot be                                            5 closed within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE    3 within 12 hours and to MODE  4 within 36 hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions    in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6 .1 .8 .1 REQUIREMENTS Each vacuum breaker is verified closed to ensure that this potential large bypass leakage path is not present. This Surveillance is performed by observing the vacuum breaker position indication or by verifying that a differential pressure of [              0.5] psid between the suppression chamber and                            2 drywell is maintained for 1                                    hour without makeup.  [                        The 14 day Frequency is based on engineering judgment, is considered adequate in view of                                                2 other indications of vacuum breaker status available to operations personnel, and has been shown to be acceptable through operating experience.                            0.2
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS                                NO TE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              ------------------------------------------------------------------------------------------------ ]
 
This verification is also required within 2 hours after any discharge of steam to the suppression chamber from the safety/relief valves or any                                            7 operation that causes the drywell    -to-suppression chamber differential pressure to be reduced by      [0.5] psid.
 
A Note is added to this SR which allows suppression chamber        -to-drywell vacuum breakers opened in conjunction with the performance of a
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                  B 3 .6 .1 .8-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                              Revision XXX Suppression Chamber  -to-Drywell Vacuum Breakers B 3 .6 .1 .8
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
Surveillance to not be considered as failing this SR. These periods of opening vacuum breakers are controlled by plant procedures and do not represent inoperable vacuum breakers.
 
SR  3.6 .1 .8 .2
 
Each required vacuum breaker must be cycled to ensure that it opens                                            3 adequately to perform its design function and returns to the fully closed position. This ensures that the safety analysis assumptions are valid.
[ The 31 day Frequency of this SR was developed, based on      INSERVICE TESTING PROGRAM requirements to perform valve testing at least once                                            2 every 92 days. A 31 day Frequency was chosen to provide additional assurance that the vacuum breakers are OPERABLE, since they are located in a harsh environment (the suppression chamber airspace).
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS                                NO TE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                            6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              ------------------------------------------------------------------------------------------------ ]
 
In addition, this functional test is required within 12                                hours after either            a discharge of steam to the suppression chamber from the safety/relief valves or after an operation that causes any of the vacuum breakers to                                        8 open.
 
SR  3.6 .1 .8 .3 0.2 Verification of the vacuum breaker opening setpoint is necessary to ensure that the safety analysis assumption regarding vacuum breaker full open differential pressure of      [0 .5 ] psid is valid.  [                      The [18]  month Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the conditions that apply during a plant outage and the potential for an unplanned transient if the Surveillance were performed with the reactor at                                    2 power. For this facility, the [18]              month Frequency has been shown to be acceptable, based on operating experience, and is further justified because of other surveillances performed at shorter Frequencies that convey the proper functioning status of each vacuum breaker.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                  B 3 .6 .1 .8-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                            Revision XXX Suppression Chamber  -to-Drywell Vacuum Breakers B 3 .6 .1 .8
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
OR                                                                                                                                                                                                    2
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                                      -----------------------------------REVIEWERS NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                                                    6 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                      ------------------------------------------------------------------------------------------------ ]
 
REFERENCES                                                                                                  1.                                    FSAR, Section [6.2].                                                                            1        2 U
: 2.                                  NEDC-                                                        32988-                                          A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk      -
Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                  B 3 .6 .1 .8-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                      Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1 .8 BASES, SUPPRESSION CHAMBER-                          TO-DRYWELL VACUUM BREAKERS
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                                        and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
Numerical values between one and nine are spelled out consistent with the guidance provided in the ITS Writers Guide (TSTF  -GG-                                                            05-                                          01).
: 3.                    ISTS LCO 3.6.1.8 is revised in the ITS to be consistent with the Hope Creek Generating Station (HCGS) current licensing basis and states, Each suppression cham ber-to-drywell vacuum breaker shall be OPERABLE. ITS 3.6.1.8 ACTION                  A and SRs 3.6.1.8.2 and 3.6.1.8.3 are                            modified in the ITS to reflect the change to the LCO. Changes to the ITS Bases reflect the change to the        Specification and to be consistent with the guidance provided in the ITS Writers Guide.
: 4.                    Hope Creek is adopting TSTF  -423-A, Technical Specification End States, consistent with ISTS 3.6.1.8 ACTION B. The addition of ITS ACTION B            is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF -423-A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC      -32988-A, dated September 16, 2014. (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adopti  on as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the guidance of NUMARC 93-01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADA      MS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF          -
IG-                                          05-                                              02, Implementation Guidance for TSTF      -423, Rev. 1, Technical Specifications End States, NEDC-32988-A, upon implementation of the end state requirements.
: 5.                    ISTS 3.6.1.8 ACTION C is modified in ITS 3.6.1.8 ACTION                          C to reflect HCGS current licensing basis, which allows 2 hours to close one or more suppression chamber      -to-drywell vacuum breakers discovered not closed prior to requiring a plant shutdown.
Changes to the ITS Bases reflect the change to the Specification                                  and to be consistent with the guidance provided in the ITS Writers Guide.
: 6.                    The Reviewers Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
: 7.                    The second Frequency to I S TS                SR 3.6.1.8.1 requires the vacuum breakers      to be verified closed w                                                        ithin 2 hours after any discharge of steam to the suppression chamber from the safety/relief valves (S/RVs) or any operation that causes the drywell-                to-suppression chamber differential pressure to be reduced by  [0.5]            psid.
This Frequency is not included in ITS                SR 3.6.1.8.1 consistent with current licensing basis, which does not include this Frequency    . Changes to the ITS Bases reflect the change to the Specification.
: 8.                    The third Frequency to ISTS                                      SR 3.6.1.8.2  requires a functional test of the vacuum breakers (i.e., cycle the vacuum breakers) within 12 hours following an operation that
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 2 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.1 .8 BASES, SUPPRESSION CHAMBER-                          TO-DRYWELL VACUUM BREAKERS
 
causes any of the vacuum breakers to open. This Frequency is not included in ITS SR 3.6.1.8.2 consistent with current licensing basis, which does not include this Frequency. Changes to the ITS Bases reflect the change to the Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 2 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.1 .8, SUPPRESSION CHAMBER-                          TO-DRYWELL VACUUM BREAKERS
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 9
 
ITS 3.6.2.1, Suppression Pool Average Temperature
 
Current Technical Specifications (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                                                                                                                                                  A01                                                                                                        ITS 3.6.2.1 CONTAINMENT SYSTEMS 3.6 3/4.6.2 DEPRESSURIZATION SYSTEMS
                                                .1  Suppression Pool Average Temperature SUPPRESSION CHAMBER
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION pool average temperature LCO 3.6.2.1                3.6.2.1  The suppression chamber                                                  shall be OPERABLE with:
: a.                The pool water:
: 1.                                                                                      With an indicated water level between 74.5" and 78.5" and a                  See ITS 3.6.2.2 O 3.        6
: 2.                                                                                          Maximum average temperature of 95&deg;F during OPERATIONAL CONDITION 1 or 2, except that the maximum average temperature may be permitted to increase to:                          th    THM POt                          >%TP and no testihat                                                        sng O 3.        6                                                        b.                                      heatthe ssion pool isfmed,                                                                                  perfmed,                              2 a)                                                                                        105&deg;F duringtesting which                                                  adds heat to the suppression chamber.
c .                                          th      THM POt                          >%TP                  ttihat                                    P O 3.        2.c                                                                b)                                                                                    110&deg;F with THERMAL POWER less than or equal to                    1% of RATED THERMAL POWER.
L01 O 3.        2.c                                              3.                                                                                          Maximum average temperature of 95&deg;F during OPERATIONAL CONDITION 3, except that the maximum average temperature may be permitted to increase to 120&deg;F with the main steam line isolation valves closed following a scram.                                                                                                                  M
: b.                                                                                          A total leakage between the suppression chamber and drywell of less than the equivalent leakage through a 1-                  inch diameter orifice at a differential pressure of 0.80                                      psig.
 
Applicability              APPLICABILITY:                                                                                                                                  OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3. STS                  STS                                        3 MOD                                                                  2                          1 ACTION:
: a.                                                                                          With the suppression chamber water level outside the above limits, restore the water level to within the limits within 1                    hour or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                                    hours.
but  110&deg;F
                                        >      b.                                                                                          1.                                                                                          With the suppression chamber average water                                                          temperature greater than                                                                  95&deg;F and ACTION A                                          not perfmi                    THERMAL POWER greater than          1% of RATED THERMAL POWER and testing that adds heat to the suppression pool is not being performed, restore the ssion pool                        average temperature to less than or equal to                    95&deg;F within 24 hours or be in at ACTION B                                                                          least HOT SHUTDOWN within the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN Required                                                                          within the following                    24 hours.                                                                          Add pr                                                              4 Action E.2                                                                                                                                                                                            Rrction                  B
: 2.                                                                                          With the suppression                              chamber average water temperature greater than 105&deg;F  >
ACTION C                                    ANDfmi                            and THERMAL POWER greater than                                                                    1% of RATED THERMAL POWER during that          testing which                              adds heat to the suppression chamber, stop                                                                                        all testing which                                                  adds 5 heat to the suppression chamber        .                                                          .      Immediy              Sus                                that
                                                                                                                                                                                                                    >                  but  120&deg;F ACTION D                                                        3.                                                                                          With the suppression                              chamber average water                              temperature greater than                                                                      110&deg;F, R red                                                                            place the reactor mode switch in the Shutdown position and operate                    at least one                                                                                          L02 A ction                    1                      Immediaty                    residual heat removal loop in the suppression pool cooling mode.                                                                                              Immediaty Rred                                                                                                                                                                                                                A                                Ple                                        5 Aion      2
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-12                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 203 S                      CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                      1                                                                                                        ITS 3.1
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION (continued)
 
ACTION: (Continued)
Rred                                                          4.                                                                                        With the suppression chamber average water temperature greater than Aion        1                                                                    120&deg;F,                        depressurize the reactor pressure vessel to less than                                                                                                    200 psig within 12                                            hours.                                                                                          <                                                  M A        Be iMODbns
: c.                                                                                        With the                                            drywell-                to-suppression chamber bypass leakage in excess of the limit, restore the bypass leakage to within the limit prior to increasing reactor coolant temperature above 200&deg;F.
See ITS 3.6.1.1 SURVEILLANCE REQUIREMENTS See ITS 4.6.2.1  The suppression chamber shall be demonstrated OPERABLE:                                                                                                                                                            3.6.2.2
: a.                                                                                    By verifying the suppression chamber water volume to be within the limits in accordance with the Surveillance Frequency Control Program.
 
SR 3.6.2.1.1                                  b.                                                                                    In accordance with the Surveillance Frequency Control Program in                                                                                            3 1st Frequency                                                      OPERATIONAL CONDITION 1 or 2 by  verifying the suppression                                                      chamber average water temperature to be less than or equal to 95&deg;F, except:
witn the icable limits.                                                when perfmi                                that SR 3.1                                                        1.                                                                                    At least once per 5          minutes during                                            testing which adds heat to the 2              Fry                                                                              suppression chamber, by verifying the suppression chamber average                                                                                                                            6 water temperature less than or equal to 105&deg;F.
pool
: 2.                                                                                    At least once          per hour when                                                                  suppression chamber average water Required                                                                              temperature is greater than 95&deg;F,                                                      by verifying:
Action A.1                                                                                                                                            >                  pool a)                                                                                    Suppression chamber average water temperature to be less than or equal to                      110&deg;F.
: c.                                                                                        At least once per 30 minutes in OPERATIONAL CONDITION 3 following a scram Rred                  > 110F but                              with suppression chamber average water temperature greater than 95&deg;F, by Aion      3                              120&deg;F                verifying suppression chamber average water temperature less than or equal to                                                                                                                                                L01 120&deg;F.
: d.                                                                                    By an external visual examination of the suppression chamber after safety/relief valve operation with the suppression chamber average water temperature                                                                                                                                                          3 greater than or equal to 177&deg;F and reactor coolant system pressure greater than 100                                                                  psig.
: e.                                                                                    In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by a visual inspection of the accessible interior and exterior of the suppression chamber.
 
See ITS 3.6.1.1
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-13                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 203 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                              In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS)                              Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG                                                                                    -1433                                                                , Rev.          5.0, "Standard Technical Specifications -          General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.2.1.a.2 and a.3                      specify                    different suppression pool temperature limits based on both OPERATIONAL CONDITIONS and THERMAL POWER level.
ITS LCO 3.6.2.1 specifies THERMAL POWER levels with regard to the different suppression pool temperature limits. This changes the CTS by incorporating the ITS THERMAL POWER designations for the suppression pool temperature limits in the LCO.
 
The purpose of the suppression pool temperature limits is to ensure the initial suppression pool temperature remains within the assumptions of the accident analyses. Both the CTS and ITS require these limits to be maintained in MODES 1, 2, and 3. While CTS 3.6.2.1.a.2 and 3.6.2.1.a.2.a are associated with operations in MODES 1 and 2, CTS 3.6.2.1.a.2.b clearly specifies a temperature limit when  1% RATED THERMAL POWER (RTP), indicating that the temperature limits of CTS          3.6.2.1.a.2 and 3.6.2.1.a.2.a are applicable when > 1%
RTP. In the ITS, the corresponding limits of CTS 3.6.2.1.a.2 and 3.6.2.1.a.2.a (ITS LCO 3.6.2.1.a and 3.6.2.1.b) are applicable when > 1% RTP and the CTS 3.6.2.1.a.2.b limit is applicable when  1% RTP (ITS LCO 3.6    .2.1.c). The application of the ITS 3.6.2.1 RTP designations in lieu of stating an operational MODE in the LCO is, therefore, a presentation preference only. Subsequently, this change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.2.1 Applicability states "OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3."
ITS 3.6.2.1 Applicability states "MODES 1, 2, and 3."  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.                    6.2.1 Applicability is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the LCO is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A04                                                CTS 3.6.2.1, Action b.1, requires, in part, a cooldown to                    Hot Shutdown (MODE 3) in 12 hours and Cold Shutdown (MODE 4) within the following 24 hours when average suppression pool temperature is not restored to  95&deg;F within the allotted                                            Completion Time. ITS 3.6.2.1, Required Action B.1, requires THERMAL POWER to be reduced to  1% RTP in 12 hours                              when average suppression pool temperature is not restored to          95&deg;                                          F within the required Completion Time. This
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
 
changes the CTS by requiring a reduction in power in lieu of                                                      performing a unit shutdown.
 
The purpose of the subject CTS Action is to place the unit in a condition where the suppression pool average temperature limit is not required if the temperature cannot be restored within the required Completion Time. The 95&deg;                                                  F temperature limit is only required above 1% RTP as stated in CTS 3.6.2.1.a.2 (ITS LCO 3.6.2.1.a). Requiring a power reduction to  1% RTP places the unit in a condition in which the average suppression pool temperature limit is met; when THERMAL POWER is  1% RTP, the average suppression pool temperature is limited to 110&deg;                                                                          F. Per the requirements of CTS 3.0.2 (ITS LCO 3.0.2), when the LCO is met prior to expiration of the specified Completion Time(s), completion of the Required Action(s) is not required, unless otherwise stated. Therefore, ITS 3.6.2.1, Required Action B.1, meets the intent of the CTS actions by placing the unit in a condition where the suppression pool average temperature limit is not required. The Completion Time of 12                                                                                                hours is consistent with the time to be in MODE 3 and is reasonable, based on operating experience, to                                reduce power from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.                    Once  1% RTP, the remaining LCO limits and associated Actions will dictate further restrictions on unit operation, if any. This change represents        an enhanced presentation of the current requirement consistent with the ISTS and is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A05                                                When suppression pool average temperature is > 105&deg;                                                                          F, CTS 3.6.2.1, Action b.2, requires suspending all testing that adds heat to the suppression pool. When suppression pool average temperature is > 110&deg;F, CTS 3.6.2.1, Action b.3, requires placing the reactor mode switch in the shutdown position and placing                                            at least one residual heat removal loop in service in the suppression pool cooling mode.                                                                  ITS 3.6.2.1, Required Actions                                                                C.1, D.1, and D.2, require the same actions with a completion time of "        Immediately."  This changes the CTS by clarifying the intended Completion Time of "Immediately" to perform these actions.
 
The purpose of the subject CTS Actions is to immediately take steps to limit the rise in suppression pool temperature. With no Completion Time stipulated, the time implied to perform the subject Actions is "without delay" and in a controlled manner, consistent with the ISTS definition of "Immediately" stated in ITS Section                                              1.3, "Completion Times."  Therefore, establishing a Completion Time of Immediately maintains the CTS intent for performance of the subject Actions.
This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A06                                                CTS 4.6.2.1.b.1 requires verifying the suppression pool                                                      average temperature to be  105&deg;F once per 5 minutes when performing testing that adds heat to the pool. The second Frequency of ITS SR 3.6.2.1.1 requires verifying the average temperature to be within limits once per 5 minutes when performing testing that adds heat to the pool. This changes the CTS by eliminating unnecessary text (
105&deg;F) from the SR.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
 
The purpose of the Surveillance is to require more frequent monitoring of pool temperature when the average temperature is > 105&deg;F                                                    . It is not necessary to state a temperature value within the Surveillance because the 105&deg;                                                                          F temperature limit associated with testing that adds heat to the pool is stated in the LCO. This change represents an enhanced presentation of the requirement consistent with the ISTS and is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
M01                                        CTS 3.6.2.1.a.3 requires the suppression pool average temperature to be  95&deg;F during OPERATIONAL CONDITION 3 (MODE 3) except that the maximum average temperature may be permitted to increase to 120&deg;F with the main steam isolation valves (MSIVs) closed following a scram. ITS 3.6.2.1 limits suppression pool average temperature to            110&deg;                                                                F when THERMAL POWER is            1% RTP with no exception in MODE 3 to the limit when MSIVs are closed following a scram. This change is necessary to offset raising the suppression                                                    pool average temperature limit to 110&deg;F when THERMAL POWER is  1% RTP (refer to DOC                            L01 for discussion regarding increasing the temperature limit stated in CTS 3.6.2.1.a.3). This changes the CTS by lowering the suppression pool average temperature limit when in MODE 3 with the MSIVs closed following a scram.
 
The purpose of the subject CTS requirement is, in part, to place limits on suppression pool average temperature when operating in MODE 3 and to take action when limits are exceeded (CTS 4.6.2.1.c). This change is necessary based on technical concerns regarding condensation oscillation loads                                                    with an elevated suppression pool average temperature. This concern is heighted when the MSIVs are closed following a scram due to the higher probability of safety/relief valve discharge to the suppression pool. ITS 3.6.2.1 ACTIONS continue to provide appropriate actions while allowing the unit to remain pressurized, provided suppression pool average temperature                                                                            remains  120&deg;F.
This change is designated as more restrictive because average suppression pool temperature limit while in MODE 3 with the MSIVs closed following a scram is more conservative than in the CTS.
 
M02                                          CTS 3.6.2.1, Action b.4, requires depressurizing the reactor pressure vessel to
        < 200 psig within 12 hours when suppression chamber average water temperature is greater than 120&deg;                                                                                                                      F. ITS 3.6.2.1, Required Action E.1, requires the same action and includes an additional Required Action (Required Action E.2) to be in MODE 4 in 36 hours. This changes the CTS to add an additional requirement to place the unit in Cold Shutdown conditions when suppression pool average water temperature exceeds the maximum limit.
 
The purpose of the subject CTS action is to reduce or terminate the capability of heat addition to the suppression pool and minimize the consequences of a reactor blowdown with an elevated suppression pool temperature, which could result in exceeding the design basis maximum temperature limit for the suppression chamber. This change is consistent with the ISTS and necessary to
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
 
ensure reactor vessel temperature and pressure are reduced to limit the potential energy input into the suppression chamber. Although the CTS presentation would require the plant to be in Cold Shutdown (MODE 4) under certain conditions, the changing temperature limits and associated actions would not ensure a cooldown to MODE 4 would be required in all cases. The ITS presentation ensures the unit is place in a condition in which the LCO does not apply (i.e., MODE 4) when the maximum allowable suppression pool temperature is reached. This change is designated as more restrictive because an additional action is added that was not included in the CTS.
 
M03                                        CTS 4.6.2.1.b limits the performance of suppression pool average temperature verification to MODES 1 and 2. ITS SR 3.6.2.1.1 requires the temperature verification in all applicable MODES (MODES 1, 2, and 3). This changes the CTS by requiring suppression pool average temperature verification in all applicable MODES.
 
The purpose of subject CTS Surveillance is to require verification of suppression pool average temperature, ensuring the initial suppression pool temperature remains within the assumptions of the accident analyses. CTS 4.6.2.1.c requires verification of temperature in MODE 3 but only when temperature exceeds the 95&deg;                                          F limit specified in CTS 3.6.2.1.a.3. The increased Frequency of once per 30                                            minutes of CTS 4.6.2.1.c is captured in ITS 3.6.2.1, Required Action                                            D.3.
However, it is appropriate to monitor temperature in all applicable MODES to ensure corrective action is initiated when limits are exceeded. Therefore, monitoring temperature at a periodic Frequency in accordance with the Surveillance Frequency Control Program will be required in MODE 3, in addition to MODES 1 and 2. This change is designated as more restrictive because average suppression pool temperature monitoring is required in more MODES and specified conditions than CTS.
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                      (Category 1 -          Relaxation of LCO Requirements          )  CTS 3.6.2.1.a.3 requires the suppression pool average temperature to be  95&deg;F during OPERATIONAL CONDITION 3 (MODE 3) except that the maximum average temperature may be permitted to increase to 120&deg;F with the MSIVs closed following a scram.
ITS 3.6.2.1 limits suppression pool average temperature to  110&deg;F when THERMAL POWER is  1% RTP. This change is offset by removing the exception to increase the maximum average temperature                    to 120&deg;F with the MSIVs closed following a scram (refer to DOC M01 for discussion regarding
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 4 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
 
removal of the CTS 3.6.2.1.a.3 exception). CTS 4.6.2.1.c also                    requires increasing the temperature monitoring frequency to once per 30 minutes when
        > 95&deg;F. ITS 3.6.2.1, Required Action D.3, requires increasing the temperature monitoring frequency to once per 30 minutes when above 110                              &deg;F. This changes the CTS by relaxing the suppression pool average temperature limit when in MODE 3 and requiring increased temperature monitoring when pool temperature exceeds 110&deg;                                                                F instead of 95&deg;                                                      F.
 
The purpose of the subject CTS requirement is, in part, to place limits on suppression pool average temperature when operating in MODE 3                                                                                                                and to take action when limits are exceeded (CTS 4.6.2.1.c). The intent is to limit temperature such that the initial suppression pool temperature remains within the assumptions of the accident analyses. H                    owever, CTS 3.6.2.1.a.2.b (ITS LCO 3.6.2.1.c) permits the suppression pool average temperature to be                              as high as 110&deg;                                                                  F provided THERMAL POWER is  1% RTP. Limiting suppression pool average temperature to in MODE 3 is acceptable because the consequences of an accident initiated in 110&deg;                                                                  F MODE 3 is bounded by the consequences of an accident occurring at 1%
RTP. Since temperature is permitted to be as high as 110&deg;F at 1% RTP, it is also acceptable to limit temperature to                                  110&deg;F while operating in MODE 3. Therefore, adopting the ISTS 3.6.2.1 limit of  110&deg;F when THERMAL POWER is  1% RTP does not result in an adverse impact to public health and safety        . This chan                    ge also results in modification of CTS 4.6.2.1.c such that increasing the frequency of temperature monitoring will not be required until the LCO limit of 110&deg;F is exceeded. This change is designated as less restrictive because less stringent Technical Specification requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                                      (Category 4 -          Relaxation of Required Action)  CTS 3.6.2.1                                                    , Action b.3, requires, in part, at least one          RHR loop to be placed in service in the suppression pool cooling mode when the average suppression pool temperature is >          110&deg;                                                                  F. ISTS 3.6.2.1, Required Action D.3, requires the unit to be placed in MODE 4 in 36 hours. This changes the CTS by permitting an RHR loop to be placed in service in lieu of placing the unit in MODE 4 when average suppression pool temperature is > 110&deg;F but  120&deg;F.
 
The purpose of CTS 3.6.2.1, Action b.3, is to ensure suppression pool cooling is initiated due to rising temperature. With an RHR loop placed in service, action has been taken to effectively reduce suppression pool temperature. If this action is ineffective and suppression pool temperature continues to rise, ITS 3.6.2.1, ACTION E, will require depressurization of the reactor vessel within 12 hours and the unit to be placed in MODE 4 in 36 hours, consistent with CTS 3.6.2.1, Action b.4. In addition, ITS 3.6.2.1, Required Action D.3, requires verifying suppression pool average temperature remains  120&deg;                                                                F once per 30 minutes, ensuring that the effectiveness of the suppression pool cooling mode is frequently monitored. These ITS ACTIONS ensure appropriate steps are performed to limit any rise in suppression pool temperature while also preventing continued operation in MODE 3 if suppression pool temperature cannot be maintained. This change is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 5 of 6 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
 
L03                                                                                                                      (Category 5 -                      Deletion of Surveillance Requirement)  CTS 4.6.2.1.d requires an external visual examination of the suppression chamber after safety/relief valve operation with the suppression chamber average water temperature greater than or equal to 177&deg;F and reactor coolant system pressure greater than 100                                                                            psig.
ITS 3.6.2.1 does not contain this Surveillance because the concern of exceeding 177&deg;F in the suppression pool is eliminated due to plant design and Technical Specification actions. This changes the CTS by eliminating the subject Surveillance.
 
The CTS requirement was put in place to ensure that the postulated high loads due to a safety/relief valve (S/RV) discharge through an open-ended pipe with suppression pool bulk temperature greater than or equal to 177&deg;F had not degraded the suction line penetrations of the suppression chamber. This requirement is deleted per NEDO-30832,  Elimination of Limit on BWR Suppression Pool Temperature for SRV Discharge with Quenchers,  dated December, 1984. The basis for eliminating the requirement is that NEDO-30832 demonstrated that there are no undue loads on the suppression chamber or its components from S/RV discharges through the quenchers at elevated pressures and temperatures. The HCGS S/RV discharge lines have installed T-                                                                              quencher devices.
 
The current HCGS licensing basis includes local suppression pool temperature limits imposed via NUREG-0661, "Safety Evaluation Report, Mark I Containment Long-                                                                                      Term Program," which were revised to address NUREG-0783, "Suppression Pool Temperature Limits for BWR Containments," as transmitted to licensees via NRC                                Generic Letter 82-                                                      27, "Transmittal of NUREG-0763 -
Guidelines For Confirmatory In-                    Plant Tests of Safety-Relief Valve Discharge for BWR Plants."  In accordance with NUREG-0661, the limits specified in NUREG-0783 may be eliminated. Additionally                    , CTS 3.6.2.1 (          ITS 3.6.2.1) actions require the reactor be manually scrammed if suppression pool temperature is
        > 110&deg;F and the reactor to be depressurized to < 200 psig if suppression pool temperature rises to > 120&deg;F. These Actions ensure timely depressurization of the reactor to avoid the previously postulated high loads. As a result, there is no need to perform this visual examination to ensure suction line penetrations of the suppression chamber are not degraded due to S/RV operation. This ch                    ange is designated as less restrictive because a Surveillance required in the CTS is eliminated and no longer required in the ITS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 6 of 6 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS Suppression Pool Average Temperature 3.6.2.1
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.2.1                                                                                                                                                                                              Suppression Pool Average Temperature
 
3.6.2.1                              LCO  3.6.2.1                                                                                                                                                                                                                                                                                              Suppression pool average temperature shall be:
 
3.6.2.1.a.2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        a.                                                  [95]                        &deg; F [when any OPERABLE intermediate range monitor (IRM) 3.6.2.1.a.3                                                                                                                      channel is > [25/40] divisions of full scale on Range                                                                  7]                                  [with DOC L01                                                                                                                          THERMAL POWER > 1% RTP] and no testing that adds heat to the DOC M01 suppression pool is being performed,
 
3.6.2.1.2.a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        b.                                                  [105]                                    &deg; F [when any OPERABLE IRM channel is >                                    [25/40] divisions of full scale on Range                                                                                        7] [with THERMAL POWER >                                                                                          1% RTP] and    2 testing that adds heat to the suppression pool is being performed, and
 
3.6.2.1.a.2.b                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      c.                                [110]                                    &deg;F [when all OPERABLE IRM channels are                                  [25/40]
3.6.2.1.a.3                                                                                                                      divisions of full scale on Range                                                                                        7] [with THERMAL POWER DOC L01                                                                                                                          1% RTP].
DOC M01
 
Applicability                        APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                                                                                                              3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                              REQUIRED ACTION                                                                                            COMPLETION TIME
 
A.                  Suppression pool                                                                    A.1                                                                        Verify suppression pool                                Once per hour average temperature                                                                                                    average temperature
                                                      > [95]                        &deg;F but                                                                                                      [110]                                    &deg;F.  [110]                                    &deg;F.
 
AND                                            AND
 
Action b.1                                                                                        [Any OPERABLE IRM                              A.2                                                                        Restore suppression pool                              24                                            hours                                        2 channel >                                  [25/40]                                                                    average temperature to divisions of full scale on                                                                                              [95]                        &deg;F.
Range                                                                                        7] [THERMAL POWER > 1% RTP].
 
AND
 
Not performing testing that adds heat to the suppression pool.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 Amendment XXX                                                                                  1 Hope Creek CTS                                                                                                                                                                          Suppression Pool Average Temperature 3.6.2.1
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                          REQUIRED ACTION                                                                      COMPLETION TIME
 
DOC A04                          B.                  Required Action and                                              B.1                                                                        Reduce THERMAL              12                                            hours associated Completion                                                                          POWER [until all Time of Condition                                            A not                            OPERABLE IRM channels met.                                                                                            [25/40] divisions of full scale on Range                                                                  7] [to                                1%
RTP.]
 
Action b.2                        C.                Suppression pool                                                  C.1                                                                        Suspend all testing                                            that Immediately DOC A05                                      average temperature                                                                            adds heat to the                                                                                                                                            2
                                            > [105]                                    &deg;F.                                                  suppression pool.
 
AND
 
[Any OPERABLE IRM channel >                                  [25/40]
divisions of full scale on Range                                                                                        7] [THERMAL POWER > 1% RTP].
 
AND
 
Performing testing that adds heat to the suppression pool.
 
Action b.2                        D.                Suppression pool                                                  D.1                                                                      Place the reactor mode        Immediately DOC A05                                      average temperature                                                                            switch in the shutdown
                                            > [110]                                    &deg;F but                                                                                                      [120]                                    &deg;F. position.                                              2
 
AND 3
D.2                                                                      Verify suppression pool        Once per 30                                                        minutes 3 average temperature
[120]                                    &deg;F.                                                                                                              2
 
AND 2
D.3                                                                      Be in MODE 4.                  36 hours                                                                  3
 
Place one residual heat removal loop in                                                          Immediately the suppression pool cooling mode
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 Amendment XXX                                                                1 Hope Creek CTS                                                                                                                                                                                        Suppression Pool Average Temperature 3.6.2.1
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                                REQUIRED ACTION                                                                              COMPLETION TIME
 
Action b.4                            E.                  Suppression pool                                                      E.1                                                                        Depressurize the reactor              12 hours average temperature                                                                                    vessel to <                                                        [200]                                                                  psig.
                                                  > [120]                                    &deg;F.
AND                                                                                                                                                                                            2
 
DOC M02                                                                                                                          E.2                                                                        Be in MODE 4.                        [36                                            hours]
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                  FREQUENCY
 
4.6.2.1.b                              SR  3.6.2.1.1                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify suppression pool average temperature is [ 24                                            hours DOC M03                                                                                      within the applicable limits.
OR
 
In accordance                                                      2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
AND
 
5 minutes when performing testing that adds heat to the suppression pool
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.1-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 Amendment XXX                                                                    1 Hope Creek JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to                                        General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                    ISTS 3.6.2.1, Required Action D.3, to place the unit in MODE 4 in 36 hours is replaced in the ITS with the requirement to immediately place one residual heat removal loop in the suppression pool cooling mode. This action is consistent with the current licensing basis and is an acceptable alternative to placing the unit in Cold Shutdown conditions. Immediately placing a residual heat removal loop in service in the suppression pool cooling mode will limit any further rise in suppression pool temperature. If suppression pool temperature continues to rise and exceeds 120&deg;                                                                          F, ITS 3.6.2.1, ACTION E, will continue to require the unit to be placed in MODE 4. The Completion Time of immediately ensures prompt action is taken to establish cooling to the suppression pool. Since the Completion Time of the Required Action is immediately, Required Actions D.2 and D.3, are swapped to be consistent with the human factors guidance presented in the ISTS Writers Guide (TSTF-GG-                                                            05-                                            01).
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
Suppression Pool Average Temperature B 3.6.2.1
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.2.1  Suppression Pool Average Temperature
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              The suppression chamber is a toroidal shaped, steel pressure vessel containing a volume of water called the suppression pool. The suppression pool is designed to absorb the decay heat and sensible energy released during a reactor blowdown from safety/relief valve discharges or from Design Basis Accidents (DBAs). The suppression pool must quench all the steam released through the downcomer lines during a loss of coolant accident (LOCA). This is the essential mitigative feature of a pressure suppression containment that ensures that the peak containment pressure is maintained below the maximum allowable pressure for DBAs ([                        62]                                            psig). The suppression pool must also condense                  2 steam from steam exhaust lines in the turbine driven systems (i.e., the High Pressure Coolant Injection System and Reactor Core Isolation Cooling System). Suppression pool average temperature (along with LCO                                                          3.6.2.2, "Suppression Pool Water Level") is a key indication of the capacity of the suppression pool to fulfill these requirements.
 
The technical concerns that lead to the development of suppression pool average temperature limits are as follows:
: a.                                                                  Complete steam condensation -                                                        [the original limit for the end of a LOCA blowdown was 170&deg;F, based on the Bodega Bay and Humboldt Bay Tests],
: b.                                                                  Primary containment peak pressure and temperature -                                                                                                                [design pressure is [62]                                                        psig and design temperature is [340]&deg;F (Ref.                                              1)]                                  ,
3
: c.                                    Condensation oscillation loads                                  -          [maximum allowable initial temperature is [110]&deg;F],                        and
: d.                                                                  Chugging loads -          [these only occur at <                        [135]&deg;F; therefore, there is ano initial temperature limit because of chugging ].
 
APPLICABLE                                                                                                                                        The postulated DBA against which the primary containment performance SAFETY                                                                                                                                                                                                                    is evaluated is a the entire            spectrum of postulated pipe breaks within the ANALYSES                                                                                                                                                                        primary containment. Inputs to the safety analyses include initial suppression pool water volume and suppression pool temperature (Reference                      1 for LOCAs and Reference 2                      for the pool temperature                                                  1      2 analyses required by Reference                                  3). An initial pool temperature of [                                                                            95]                                            &deg;F 2      is assumed for the Reference                                                                                                      1 and Reference 2                      analyses. Reactor shutdown at a pool temperature of [                                                                              110]                                                                  &deg;F and vessel depressurization at a pool temperature of [                                                                            120]                                                                  &deg;F are assumed for the                                                                  Reference                      2 analyses.
as stated in                                                                3 ensures the threshold temperature for condensation instability is never reached
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                      Revision XXX Suppression Pool Average Temperature B 3.6.2.1
 
BASES
 
APPLICABLE SAFETY ANALYSES  (continued)
 
The limit of [                                                                  105]                                                                  &deg;F, at which testing is terminated, is not used in the 2 safety analyses because DBAs are assumed to not initiate during unit testing.
 
Suppression pool average temperature satisfies Criteria                        2 and                                                                                                  3 of 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        A limitation on the suppression pool average temperature is required to provide assurance that the containment conditions assumed for the safety analyses are met. This limitation subsequently ensures that peak primary containment pressures and temperatures do not exceed maximum allowable values during a postulated DBA or any transient re sulting in heatup of the suppression pool. The LCO requirements are:
: a.                                                                  Average temperature  [95]                                            &deg;F [when any OPERABLE intermediate range monitor (IRM) channel is >                                  [25/40] divisions of full scale on Range                                                                                        7] [with THERMAL POWER >                                                        1% RATED THERMAL POWER (RTP)]                                        and no testing that adds heat to the suppression pool is being performed. This requirement ensures that licensing bases initial conditions are met.
: b.                                                                  Average temperature  [105]                                                                  &deg;F [when any OPERABLE IRM channel is > [25/40] divisions of full scale on Range                                                                                        7] [with THERMAL POWER > 1% RTP] and testing that adds heat to the suppression pool is being performed. This required value ensures that the unit has testing flexibility, and was selected to provide margin below the
[110]                                                                  &deg;F limit at which reactor shutdown is required. When testing ends, temperature must be restored to  [95]                                          &deg;F within 24                                                                              hours according to Required Action                                            A.2. Therefore, the time period that the                                      2 temperature is >                                  [95]                                          &deg;F is short enough not to cause a signific ant increase in unit risk.
: c.                                    Average temperature  [110]                                                                  &deg;F [when all OPERABLE IRM channels are  [25/40] divisions of full scale on Range                                                                                        7]  [with THERMAL POWER  1% RTP] . This requirement ensures that the unit will be shut down at >                                                                                                    [110]                                                                &deg;F. The pool is designed to absorb decay heat and sensible heat but could be heated beyond design limits by the steam generated if the reactor is not shut down.
 
[Note that [25/40] divisions of full scale on IRM Range                                                                                          7 is a convenient measure of when the reactor is producing power essentially equivalent to 1% RTP]. At                                            [this power level] [1%                                  RTP], heat input is approximately equal to normal system heat losses.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                          Revision XXX Suppression Pool Average Temperature B 3.6.2.1
 
BASES
 
APPLICABILITY                                                                                          In MODES 1, 2, and                                                                                                                                                          3, a DBA could cause significant heatup of the suppression pool. In MODES                          4 and                                                                                                  5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and tem perature limitations in these MODES. Therefore, maintaining suppression pool average temperature within limits is not required in MODE  4 or                                                                    5.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                        A.1 and A.2
 
With the suppression pool average temperature above the specified limit when not performing testing that adds heat to the suppression pool and when above the specified power indication, the initial conditions exceed the conditions assumed for the Reference                        1, 3,and                                                                  4 analyses. 2 1 However, primary containment cooling capability still exists, and the primary containment pressure suppression function will occur at temperatures well above those assumed for safety analyses. Therefore, continued operation is allowed for a limited time. The 24                                                                                                                                                                                  hour Completion Time is adequate to allow the suppression pool average temperature to be restored below the limit. Additionally, when suppression pool temperature is >                                  [95]                                          &deg;F, increased monitoring of the suppression pool temperature is required to ensure that it remains                                                                                [110]                                                                &deg;F. The once per 2 hour Completion Time is adequate based on past experience, which has shown that pool temperature increases relatively slowly except when testing that adds heat to the suppression pool is being performed.
Furthermore, the once per hour Completion Time is considered adequate in view of other indications in the control room, including alarms, to alert the operator to an abnormal suppression pool average temperature condition.
 
B.1
 
If the suppression pool average temperature cannot be restored to within limits within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the power must be reduced to [<                                                                    [25/40] divisions of full scale on Range                                                                                        7 for 2 all OPERABLE IRMs] [ 1% RTP] within 12                                                                            hours. The 12                                                                                                                                                            hour Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reduce power from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
C.1
 
Suppression pool average temperature is allowed to be >                                                                                                                                      [95]                                          &deg;F [when 2 any OPERABLE IRM channel is >                                  [25/40] divisions of full scale on Range                                                                                        7] [with THERMAL POWER >                                                        1% RTP], and when testing that adds heat to the suppression pool is being performed. However, if temperature is >                                  [105]                                                                &deg;F, all testing must be immediately suspended to  2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.1-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                    Revision XXX Suppression Pool Average Temperature B 3.6.2.1
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
preserve the heat absorption capability of the suppression pool. With the testing suspended, Condition                                              A is entered and the Required Actions and associated Completion Times are applicable.
 
D.1, D.2 and D.3
 
At least one residual                Suppression pool average temperature >                                                          [110]                                                                &deg;F requires that the reactor heat removal loop is                  be shut down immediately. This is accomplished by placing the reactor also immediately placed              mode switch in the shutdown position. Further cooldown to Mode 4 is in service in the                    required at normal cooldown rates (provided pool temperature remains                                                                              4 suppression pool cooling mode to limit                  [120]&deg;F).Additionally, when suppression pool temperature is >                                                                    [110]                                                                  &deg;F, any further        rise in            increased monitoring of pool temperature is required to ensure that it suppression pool temperature.The                      remains  [120]                                                                &deg;F. The once per 30                                                        minute Completion Time is Completion Time of                    adequate, based on operating experience. Given the high suppression immediately ensures                  pool average temperature in this Condition, the m onitoring Frequency is prompt action is taken to establish cooling to              increased to twice that of Condition                                            A. Furthermore, the 30                                                                                                                                                          minute the suppression pool.                Completion Time is considered adequate in view of other indications available in the control room, including alarms, to alert the operator to an abnormal suppression                                            pool average temperature condition.
 
E.1 and E.2                                                                                                                                        2
 
If suppression pool average temperature cannot be maintained at
[120]                                                                &deg;F, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the reactor pressure must be reduced to <                                                                    [200]                                                                  psig within 12                                                                            hours, and the plant must be brought to at least MODE 4 within 36                                                                            hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
Continued addition of heat to the suppression pool with suppression pool temperature >                                                        [120]                                                                &deg;F could result in exceeding the design basis maximum allowable values for primary containment temperature or pressure. Furthermore, if a blowdown were to occur when the temperature was >                                  [120]                                                                &deg;F, the maximum allowable bulk and local temperatures could be exceeded very quickly.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.1-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                Revision XXX Suppression Pool Average Temperature B 3.6.2.1
 
BASES
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.2.1.1 REQUIREMENTS The suppression pool average temperature is regularly monitored to ensure that the required limits are satisfied. The average temperature is determined by taking an arithmetic average of OPERABLE suppression pool water temperature channels.  [                                  The 24                                                                                                                            hour                                                                                Frequency has been shown, based on operating experience, to be acceptable. When heat is being added to the suppression pool by testing, however, it is necessary                                                                                                                            2 to monitor suppression pool temperature more frequently.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                                          -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                                                  5 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                          ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]                                                                                                  2
 
The 5                                                                                                      minute Frequency during testing is justified by the rates at which tests will heat up the suppression pool, has been shown to be acceptable based on operating experience, and provides assurance that allowable pool temperatures are not exceeded. The Frequenc y is further justified in view of other indications available in the control room, including alarms, to alert the operator to an abnormal suppression pool average temperature condition.
 
REFERENCES                                                                                                            1.                                                                  FSAR, Section                                            [6.2]                                                      .
U
: 2.                                                                  FSAR, Section                                            [15.1].
Appendix 3B                                                                                                          2
: 3.                                                                  NUREG-0783.
 
[ 4.                                            Mark I Containment Program. ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.1-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.2.1                                                                                                              BASES, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
: 1.                                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                            ISTS) Bases that                                                                  reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                                                      The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to  General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                                                      The discussions of the four different concerns that lead to the development of the suppression pool average temperature limits are historical and not included in the ITS. The appropriate analyses are described in the UFSAR Section 6.2 and Appendix 3B. The discussion in the ISTS Bases is not needed for understanding the Specification.
: 4.                                                                      ISTS 3.6.2.1, Required Action D.3, to place the unit in MODE  4 in 36 hours is replaced in the ITS with the requirement to immediately place one residual heat removal loop in the suppression pool cooling mode. This action is consistent with the current licensing basis and is an acceptable alternative to placing the unit              in Cold Shutdown conditions. Immediately placing a residual heat removal loop in service in the suppression pool cooling mode will limit any further rise in suppression pool temperature. The Completion Time of immediately ensures prompt action is taken to establish cooling to the suppression pool. The ISTS Bases discussion associated with ITS 3.6.2.1, ACTION D, is revised to support the change to the Specification.
: 5.                                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.2.1, SUPPRESSION POOL AVERAGE TEMPERATURE
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ATTACHMENT 10
 
ITS 3.6.2.2, Suppression Pool Water Level
 
Current Technical Specification (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS 3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                  A01                                                                                              ITS 3.6.2.2
 
3/4.6.2 DEPRESSURIZATION SYSTEMS Suppression Pool Water Level 3.6.2.2                        SUPPRESSION CHAMBER                                                                                                                                                                                                                                                          A01
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION
 
3.6.2.1  The suppression chamber shall be OPERABLE with:
Suppression pool water level shall be                                                                ihes
: a.                                                                                          The pool water:
L01 LCO 3.6.2.2                                                            1.                                                                                          With an indicated water level between                                        74.5"                    and 78.5"                    and a
: 2.                                                                                          Maximum average temperature of 95&deg;F during OPERATIONAL CONDITION 1 or 2, except that the maximum average temperature may be permitted to increase to:
 
See ITS                                                    a)                                                                                        105&deg;F during testing which adds heat to the suppression chamber.
3.6.2.1 b)                                                                                        110&deg;F with THERMAL POWER less than or equal to 1% of RATED THERMAL POWER.
: 3.                                                                                          Maximum average temperature of 95&deg;F during OPERATIONAL CONDITION 3, except that the maximum average temperature may be permitted to increase to 120&deg;F with the main steam line isolation valves closed following a scram.
: b.                                                                                          A total leakage between the suppression chamber and drywell of less than the equivalent See ITS                              leakage through a 1-                  inch diameter orifice at a differential pressure of 0.80                                      psig.
3.6.1.1 APPLICABILITY APPLICABILITY:                                                                                                                                  OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.
MODES                                                                                                                                                    A02 ACTION:                                                                                                                                      2 hours                                                    s      sion                                                L02 n      wh                              MODE 3 ACTION A                                          a.                                                                                          With the suppression chamber water level outside the          above                    limits, restore the                              water            A01 level to within the                                        limits within 1 hour or be in at least HOT SHUTDOWN within the next ACTION B                                                              12                                        hours and in                              COLD SHUTDOWN within the following 24                    hours.                      MODE 4 in 36 hours
: b.                                                                                          1.                                                                                          With the suppression chamber average water temperature greater than 95&deg;F and THERMAL POWER greater than 1% of RATED THERMAL POWER and testing that adds heat to the suppression pool is not being performed, restore the See ITS                                                    average temperature to less than or equal to 95&deg;F within 24 hours or be in at 3.6.2.1                                                  least HOT SHUTDOWN within the next 12                    hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24 hours.
: 2.                                                                                          With the suppression chamber average water temperature greater than 105&deg;F and THERMAL POWER greater than 1% of RATED THERMAL POWER during testing which adds heat to the suppression chamber, stop all testing which adds heat to the suppression chamber.
: 3.                                                                                          With the suppression chamber average water temperature greater than 110&deg;F, place the reactor mode switch in the Shutdown position and operate at least one residual heat removal loop in the suppression pool cooling mode.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-12                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 203 ITS                                                                                                                                                A01                                                                                              ITS 3.6.2.2 CONTAINMENT SYSTEMS
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION (continued)
 
ACTION: (Continued)
: 4.                                                                                    With the suppression chamber average water temperature greater than See ITS                                                120&deg;F, depressurize the reactor pressure vessel to less than 200 psig 3.6.2.1                                              within 12 hours.
: c.                                                                                          With the drywell-to-suppression chamber bypass leakage in excess of the limit, See ITS                              restore the bypass leakage to within the limit prior to increasing reactor coolant 3.6.1.1                            temperature above 200&deg;F.
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS pool water level                                        74.5 inches and  78.5 inches SR 3.6.2.2.1            4.6.2.1  The                                                                    suppression chamber shall be demonstrated OPERABLE                                                                :
level                                                      A03
: a.                                                                                      By verifying the suppression chamber water volume                      to be within the limits in accordance with the Surveillance Frequency Control Program.
: b.                                                                                    In accordance with the Surveillance Frequency Control Program in OPERATIONAL CONDITION 1 or 2 by verifying the suppression chamber average water temperature to be less than or equal to 95&deg;F, except:
: 1.                                                                                    At least once per 5                                minutes during testing which adds heat to the suppression chamber, by verifying the suppression chamber average water temperature less than or equal to 105&deg;F.
 
See ITS                          2.                                                                                    At least once per hour when suppression chamber average water 3.6.2.1                                          temperature is greater than 95&deg;F, by verifying:
 
a)                                                                                  Suppression chamber average water temperature to be less than or equal to 110&deg;F.
: c.                                                                                      At least once per 30 minutes in OPERATIONAL CONDITION 3 following a scram with suppression chamber average water temperature greater than 95&deg;F, by verifying suppression chamber average water temperature less than or equal to 120&deg;F.
: d.                                                                                    By an external visual examination of the suppression chamber after safety/relief valve operation with the suppression chamber average water temperature greater than or equal to 177&deg;F and reactor coolant system pressure greater than 100                                                                  psig.
: e.                                                                                    In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by a visual See ITS                          inspection of the accessible interior and exterior of the suppression chamber.
3.6.1.1
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-13                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 203 ITS                                                                                                                                                                                                      A01                                                                                                                                                                        ITS 3.6.2.2 EMERGENCY CORE COOLING SYSTEMS (ECCS) AND RPV WATER INVENTORY CONTROL Suppression Pool Water Level 3.6.2.2                                  3/4.5.3 SUPPRESSION CHAMBER                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            1
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION
 
3.5.3  The                                                                                                                suppression chamber shall be OPERABLE:
Suppression pool water level shall be i              6                                              a.                                                                                        In OPERATIONAL CONDITION 1, 2 and 3 with an indicated water level of at least 74.5"                    .                                                                                                                                                                                                                                                                                          A ihes            and  78.5 is
: b.                                                                                      Deleted
 
ICABIiITY                                APPLICABILITY:                                                                                                            OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2                                and                                                                3.                                                                                                            A MOa ACTION:                                                                                                                                s s      sion                                                                                          s                                        s                                                i02 ACTION A                                                          a.                                                                                        In OPERATIONAL CONDITION 1, 2 or 3 with the suppression chamber water level n      wh                        less than the above                limit, restore the                                                    water level to within                            the                                            limit within 1        hour or ACTION B                                                                                    be in at least HOT SHUTDOWN                                                        within the next 12                                                  hours and in COLD                                                                                MO                                                    A SHUTDOWN                            within the following 24 hours.
MOaEn                            s
: b.                                                                                      Deleted
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              3/4 5-                                                    8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Amendment No. 213 ITS                                                                                                                                                                                                                                          A01                                                                                                                                                                                                          ITS 3.6.2.2 EMERGENCY CORE COOLING SYSTEMS (ECCS) AND RPV WATER INVENTORY CONTROL
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS suppression pool SR 3.6.2.2.1                                    4.5.3.1The suppression chamber shall be determined OPERABLE by                          verifying the                                            water level to be greater than or equal to:
is within limits
: a.                                                                                      74.5" in accordance with the Surveillance Frequency Control Program in OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3.
 
4.5.3.2  Deleted
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              3/4 5-                                                    9                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Amendment No. 213
 
DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.2, SUPPRESSION POOL WATER LEVEL
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                              In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS)                              Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG                                                                                    -1433                                                                , Rev.          5.0, "Standard Technical Specifications -          General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.2.1 Applicability and CTS 3.5.3 Applicability          state "OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3."  ITS  3.6.2.2 Applicability states "MODES 1, 2, and 3."
This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of          the Applicability of these CTS Specifications is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the Limiting Condition for Operation (LCO) is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 4.6.2.1 requires verification the                                            Suppression Pool Volume is within limits in accordance with the Surveillance Frequency Control Program. ITS SR 3        .6.2.2.1 requires verification the          suppression pool water level is within limits. This changes the CTS Surveillance Requirement (                                    SR) from verifying Suppression Pool volume is within limits to verifying        suppression                                          pool water level is within limits.
 
The purpose of CTS Surveillance                                is to verify          the suppression pool water level is within limits, which ensure there is sufficient volume          in the Suppression Pool to adequately condense the steam from the safety/r                              elief valves (                  S/RV) quenchers, main vents, or High Pressure Coolant injection (        HPCI) and Reactor Core Isolation Cooling (RCIC) turbine exhaust lines; and not too much which in the event of a blowdown could result in overpressurization, if not for other protective measures. The change from surveilling level instead of volume is acceptable because the control board indication                                            is in feet (level) and the LCO requirements for suppression                    pool water level is          also in feet. Both the CTS and ITS LCO requires a certain level in the Suppression Pool. Therefore, it is appropriate that the CTS Surveillance Requirement also measure level to ensure the LCO is met without having to convert to volume                    . The level and volume requirements are both indicated the Bases. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A04                                                CTS 3.5.3 states, in part, that the suppression chamber shall be OPERABLE with an indicated water level of at least 74.5"                    . CTS 3.6.2.1 also requires a minimum indicated suppression chamber pool water level of 74.5        " and includes a maximum indicated pool water level. ITS LCO 3.6.2.2 r          equires the suppression pool water level to          be  74.5 inches and  78.5 inches. This changes the CTS by
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.2, SUPPRESSION POOL WATER LEVEL
 
combining the two suppression chamber level Specifications into a single Specification.
 
The purpose of the CTS 3.5.3 is to ensure          the suppression pool water level is adequate to support net positive suction head          (NPSH) for the low pressure Emergency Core Cooling System (ECCS) injection/spray subsystems in the event of a design basis accident or transient. CTS 3.5.3 requires the suppression pool to contain a water level of at least 74.5                                                                                      inches, without an upper limit and corresponds to the minimum indicated pool water level specified in CTS 3.6.2.1. The actions required for a suppression chamber water level outside the lower limit          for CTS 3.5.3 and CTS 3.6.2.1 are equivalent;                                restore the water level to within the limit within 1 hour or be in at least Hot Shutdown                                within the next 12 hours and in Cold Shutdown                      within the following 24 hours. Technical changes associated with the CTS 3.5.3 action requirement are provided in Discussion of Change L02. This change is acceptable because the specific CTS requirement and actions          are the same between the Specifications. In addition, the definition of OPERABLE specified in ITS Section 1.1 will ensure the suppression pool water level is adequate to ensure the low pressure ECCS injection/                                          spray subsystems can perform their intended safety functions.
Therefore, combining these CTS requirements in the ITS                                                      results in only an enhanced presentation of the requirements. This change is consistent with the ISTS and designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                    (Category 1 -                      Relaxation of LCO Requirements) CTS 3.6.2.1.a.1 requires suppression chamber indicated water level          to be between 74.5"                      and 78.5                      .
ITS LCO 3.6.2.2                      states Suppression pool water l          evel shall be  74.5 inches and 78.5 inches. This changes the CTS by expanding the water level limit slightly to include                                                                  the end points of the suppression                    pool level range (74.                                            5 and 78.5).
 
The purpose of the          CTS requirement is to ensure there is enough inventory in the suppression                    pool to absorb the energy associated with decay heat and sensible
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.2, SUPPRESSION POOL WATER LEVEL
 
heat released during a reactor blowdown from safety/relief valve (S/RV) discharges or from a Design Basis Accident (DBA). The suppression pool must quench the steam released through the downcomer lines during a loss of coolant accident (LOCA). The low and high suppression pool water level values specified in the CTS are input values in the safety analyses. T                    his change is acceptable because maintaining the suppression pool water level equal to these values ensures                      the suppression                    pool level is within          the initial assumptions of the safety analyses and suppression pool temperature                      response calculations, calculated drywell pressure during vent clearing                                          for a DBA, calculated pool swell loads for a DBA LOCA, and calculated loads due to S/RV discharges are not affected. This change is                                                                          consistent with the intent of the ISTS and designated as less restrictive because less stringent LCO requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                                      (Category 3 -                                                        Relaxation of Completion Time) CTS 3.6.2.1 Action a and CTS 3.5.3 Action a require restoration of the suppression chamber water level within 1 hour when the level                                                      is outside the limits. ITS 3.6.2.2 ACTION A          requires restoration of the level within 2 hours when the suppression pool water level is not within limits. This changes the CTS by increasing the C                                                    ompletion                                            Time to restore level from 1 hour to 2 hours when the suppression pool water level is not within limits.
 
The purpose of the subject CTS action        is to ensure                                                        time is provided to restore suppression                    pool level because maintaining level is an essential mitigative feature of a pressure suppression containment and supports the NPSH of the low pressure ECCS injection/spray subsystems. An unplanned change in suppression pool level requires that the cause be identified and addressed, and that the appropriate system be aligned to raise or lower the pool level. These activities may require longer than 1 hour to accomplish; therefore 2 hours is proposed.                                            This change is acceptable because any level change is expected to occur slowly and be discovered with only a minimal deviation from the required level. Therefore, with water level below the minimum level, it is expected that the pressure suppression function still exists because the          main vents are covered, HPCI and RCIC turbine exhausts are covered, and S/RV quenchers are covered.
In addition, it is also expected, with water level below the minimum level, that sufficient NPSH for the low pressure ECCS injection/spray subsystems still exists due to the slow change in suppression pool water level and the margin between the minimum suppression pool water level and the water level required to support adequate NPSH for the low pressure ECCS injection/spray pumps. An assessment of continued OPERABILITY of the low pressure ECCS injection/spray subsystems will continue to be required during the proposed 2 hour Completion                                          Time. If suppression pool water level is above the maximum level, protection against overpressurization still exists due to the margin in the peak containment pressure analysis and the capability of the Drywell Spray System. Thus                                            , the low probability of a DBA occurring during the proposed 2 hour Completion Time justifies the relaxation of the Completion Time from 1 hour                                          to 2 hours. This change is consistent with the ISTS and          designated as less restrictive because additional time is allowed to restore parameters to within the LCO limits than was allowed in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 3 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
Suppression Pool Water Level CTS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.2
 
3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3/4.5.3                  3.6.2.2                                                                    Suppression Pool Water Level 3/4.6.2 74.5                                                  78.5                                            1 3.5.3                    LCO  3.6.2.2                                                                                                                                            Suppression pool water level shall be  [12                                            ft 2 inches] and  [12                                            ft 3.6.2.1 DOC L01                                                                            6 inches].
 
Applicability                APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                      REQUIRED ACTION                                                                  COMPLETION TIME
 
Action a                      A.                  Suppression pool water                                      A.1                                                                      Restore suppression pool 2 hours DOC L02                                  level not within limits.                                                                  water level to within limits.
 
Action a                      B.                  Required Action and                                        B.1                                                                      Be in MODE 3.            12                                            hours associated Completion Time not met.                                                          AND
 
B.2                                                                      Be in MODE 4.            36                                            hours
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                  FREQUENCY
 
4.6.2.1 4.5.3.1                      SR  3.6.2.2.1                                                                                                                    Verify suppression pool water level is within limits.      [ 24 hours
 
OR                                                        1
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.2.2-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 2 Hope Creek                                                          Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.2.2,                                                                                                                                    SUPPRESSION POOL WATER LEVEL
: 1.                                                      The Improved Standard Technical Specification (ISTS)  contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4                                                                                                                                                                                                      vintage plants.
The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 2.                                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that reflect the plant-specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Bases Justification for Deviations (JFDs)
 
Suppression Pool Water Level B 3.6.2.2
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.2.2  Suppression Pool Water Level
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              The suppression chamber is a toroidal shaped, steel pressure vessel containing a volume of water called the suppression pool. The suppression pool is designed to absorb the energy associated with decay heat and sensible heat released during a reactor blow down from safety/relief valve (S/RV) discharges or from a Design Basis Accident (DBA). The suppression pool must quench all the steam released through the downcomer lines during a loss of coolant accident (LOCA).
This is the essential mitigative feature of a pressure suppression containment, which ensures that the peak containment pressure is maintained below the maximum allowable pressure for DBAs ( [62]                                            psig).                          1 The suppression pool must also condense steam from the steam exhaust lines in the turbine driven systems (i.e., High Pressure Coolant Injection (HPCI) System and Reactor Core Isolation Cooling (RCIC) System) and 118,000 ft3                      provides the main emergency water supply source for the reactor vessel.
74.5      The suppression pool volume ranges between [87,300]                                                                                                                                                                                                                              ft3 at the low 1
 
3                  water level limit of [12 ft 2                                                                                                                                                                                            inches] and [90,550]                                                                                                                                                ft3 at the high water level 122,000 ft                      limit of [12                                                                                                                          ft 6 inches].
 
78.5 If the suppression pool water level is too low, an insufficient amount of water would be available to adequately condense the steam from the S/RV quenchers, main vents, or HPCI and RCIC turbine exhaust lines.
Low suppression pool water level could also result in an inadequate emergency makeup water source to the Emergency Core Cooling System. The lower volume would also absorb less s team energy before heating up excessively. Therefore, a minimum suppression pool water level is specified.
 
If the suppression pool water level is too high, it could result in excessive clearing loads from S/RV discharges and excessive pool swell loads during a DBA LOCA. Therefore, a maximum pool water level is specified.
This LCO specifies an acceptable range to prevent the suppression pool water level from being either too high or too low.
 
APPLICABLE                                                                                                                                                                  Initial suppression pool water level affects suppression pool temperature SAFETY                                                                                                                                                                                                                    response calculations, calculated drywell pressure during vent clearing ANALYSES                                                                                                                                                                        for a DBA, calculated pool swell loads for a DBA LOCA, and calculated loads due to S/RV discharges. Suppression pool water level must be maintained within the limits specified so that the safety analysis of Reference                      1 remains valid.
 
Suppression pool water level satisfies Criteria                        2 and                                                                                                  3 of 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.2.2-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 2 Hope Creek                      Revision XXX Suppression Pool Water Level B 3.6.2.2
 
BASES 74.5 LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        A limit that suppression pool water level be                                                                    [12                                            ft                      2 inches] and 1 78.5                    [12                                                        ft                      6 inches] is required to ensure that the primary containment conditions assumed for the safety analyses are met. Either the high or low water level limits were used in the safety analyses, depending upon which is more conservative for a particular calculation.
 
APPLICABILITY                                                                                          In MODES 1, 2, and                                                                                                                                                          3, a DBA would cause significant loads on the primary containment. In MODES 4 and                                            5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. The requirements for maintaining suppression pool water level within limits in MODE  4 or 5 is addressed in LCO 3.5.2, "RPV Water Inventory Control."
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
With suppression pool water level outside the limits, the conditions assumed for the safety analyses are not met. If water level is below the minimum level, the pressure suppression function still exists as long as main vents are covered, HPCI and RCIC turbine                        exhausts are covered, and S/RV quenchers are covered. If suppression pool water level is above the maximum level, protection against overpressurization still exists due to the margin in the peak containment pressure analysis and the capability of the Drywell Spray System. Therefore, continued operation for a limited time is allowed. The 2                                                                                                                                                                                  hour Completion Time is sufficient to restore suppression pool water level to within limits. Also, it takes into account the low probability of an event impacting the suppression pool water level occurring during this interval.
 
B.1 and B.2
 
If suppression pool water level cannot be restored to within limits within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12                                                                            hours and to MODE 4 within 36                                            hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.2.2-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 2 Hope Creek                        Revision XXX Suppression Pool Water Level B 3.6.2.2
 
BASES
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.2.2.1 REQUIREMENTS Verification of the suppression pool water level is to ensure that the required limits are satisfied.  [                                                                              The 24                      hour Frequency of this SR was developed considering operating experience related to trending variations in suppression pool water level and water level instrument drift during the applicable MODES and to assessing the proximity to the specified LCO level limits. Furthermore, the 24                                                                                                                                    hour Frequency is considered adequate in view of other indications available in the control room, including alarms, to alert the operator to an abnormal suppression pool water level condition.
 
OR
 
1 The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                              -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                3 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                              ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]
 
REFERENCES                                                                                                            1.                                                                  FSAR, Section                                            [6.2]                                                      . 2
 
U
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.2.2-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 Hope Creek                        Revision XXX                                                                                                2 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS BASES 3.6.2.2, SUPPRESSION POOL WATER LEVEL
: 1.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 2.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 3.                                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.2.2,                                                                                                                        SUPPRESSION POOL WATER LEVEL
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 11
 
ITS 3.6.2.3, Residual Heat Removal  (RHR) Suppression Pool Cooling
 
Current Technical Specifications (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                                                                                                                                                                                      A01                                                                                                                              ITS 3.6.2.3 CONTAINMENT SYSTEMS 3.6 SUPPRESSION POOL COOLING 3.6.2.3  Residual Heat Removal (RHR)
LIMITING CONDITION FOR OPERATION Two RHR                                                                      subsystems LCO 3.6.2.3                    3.6.2.3  The                                                                                                                                              suppression pool cooling mode of the residual heat removal (RHR) system                                                        shall be OPERABLE with two independent loops, each loop consisting of:
: a.                                                                                                                      One OPERABLE RHR pump, and
: b.                                                                                                                      An OPERABLE flow path capable of recirculating water from the suppression chamber through an RHR heat exchanger.
MODES Applicability                  APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.                                                                                                                                                                                                                                                  A02
 
ACTION:                                                                                                                                                                                                                                        RHR suppression pool RHR                                                                        subsystem                                                                      cooling subsystem ACTION A                                              a.                                                                                                                      With one suppression pool cooling loop                                                                              inoperable, restore the inoperable loop                                                                                                    to OPERABLE status within                                  7 days or be in at least HOT SHUTDOWN within the ACTION B                                                                      next            12                                            hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                        hours.
MODE 3.                                  subsystems                                                                                              Add Required Action B.1 Note                                                        L01 Two RHR ACTION C                                              b.                                                                                                                      With both                                                                                                                        suppression pool cooling loops inoperable,                                  restore one RHR subsystem                        suppression pool cooling loop                                                                                                    to OPERABLE status within8 hours                                            or                                    be in at ACTION D                                                                      least HOT SHUTDOWN within the next            12                                            hours and                                                                            in COLD SHUTDOWN*
within the following 24                                                                                                    hours. MODE 3.                                  Be in MODE 4.
36
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
4.6.2.3  The suppression pool cooling mode of the RHR system shall be demonstrated OPERABLE:
 
SR 3.6.2.3.1                                          a.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program , and                              by            verifying that each                      valve, manual, power operated                                                                              or                                    automatic, in the flow path that is not                          valve RHR ssion pool                                      locked, sealed or otherwise secured in position , is in its          correct position.
cooliubsysm                                                                                          ,          the correct position or can be aligned to the rate SR 3.6.2.3.2                                          b.                                                                                      By verify                                            ing that                                                                            each of the required RHR pumps develops a flow of at least  2 10,160                                                                                                                          gpm on recirculation flow through the RHR                                                                                                                                                                                                                                                heat exchanger (after si
 
whilatin                                consideration of flow through the closed bypass valve) and                                                                              the suppression pool                                                                                              0      2 cooliode                            when tested pursuant to                                                                                                                          the INSERVICE TESTING PROGRAM.
ic
* Whenever both RHR subsystems are inoperable, if unable to attain COLD SHUTDOWN                                                                                                                                3 as required by this ACTION, maintain reactor coolant temperature as low as practical by use of alternate heat removal methods.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-16                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 225 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.3,                                                                                                                        RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL COOLING
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                                                      In the conversion                                                                                                              of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG                                                                                    -1433                                  , Rev.            5.0, "Standard Technical Specifications -            General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.2.3 Applicability states "OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3."
ITS 3.6.2.3 Applicability states "MODES 1, 2, and 3."  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.6.2.3                                                                                                                                                                      Applicability is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the Limiting Condition for Operation (LCO) is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.2.3, Action                                            b, requires, in part, a plant shutdown                                                                                        when both RHR suppression pool subsystems are inoperable for more than 8                                                                                                                                                hours and is modified by Footnote
* which states "Whenever both RHR subsystems are inoperable, if unable to attain COLD SHUTDOWN as required by this ACTION, maintain reactor coolant temperature as low as practical by use of alternate heat removal methods."  ITS 3.6.2.3                                                                                                                                                ACTIONS do not contain this                                            footnote. This changes the CTS by eliminating a footnote that is redundant to Required Actions and Notes associated with ITS 3.4.8, "                                            Residual Heat Removal (RHR) Shutdown Cooling System -                      Hot Shutdown."
 
The CTS 3.6.2.3, A                                            ction b footnote
* recognizes that entry into MODE 4                                  (Cold Shutdown)                                    with both RHR suppression pool subsystems inoperable may increase plant risk since the RHR pumps are also part of the shutdown cooling (SDC) subsystems. When the unit reaches MODE                                  3,                                ITS 3.4.8                                                                                                    is applicable.
ITS 3.4.8, Required Action D.1, requires immediate action to restore one RHR SDC subsystem to OPERABLE status                                  when two required RHR SDC subsystems are inoperable and insufficient alternate decay heat removal methods are available. This action is modified by a Note stating: "LCO 3.0.3 and all other LCO Required Actions requiring a MODE change to MODE 4 may be suspended until one RHR shutdown cooling subsystem is restored to OPERABLE status."In addition, ITS 3.4.8 ACTION E requires                      establishing alternate means of core circulation and the monitoring of reactor coolant temperature and pressure.
Therefore, the CTS 3.6.2.3, A                                            ction                                            b footnote is redundant to the ACTIONS established in ITS 3.4.8 and need not be retained in ITS 3.6.2.3. This change                                                                                                                                      is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 4 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.3,                                                                                                                        RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL COOLING
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
LA01                                                                      (Type 1 -                                                                                                    Removing Details of System Design and System Description, Including Design Limits)  CTS                      3.6.2.3 contains a listing of components which comprise an RHR suppression pool                                                        cooling subsystem. ITS 3.6.2.3 does not contain this detail. This changes the CTS by relocating the RHR suppression                        pool cooling subsystem design detail to the ITS Bases .
 
The purpose of the component listing in CTS 3.6.2.3                                                                                                                                    is to describe the makeup of an RHR suppression pool                                                        cooling subsystem. The removal of these details, which are related to system design, from the Technical Specifications            is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety. The ITS still retains the requirement to m                                                                            aintain two OPERABLE RHR suppression pool cooling subsystems and, therefore, continues to provide assurance that the LCO will be met pursuant to the requirements of 10                                            CFR                            50.36(c)(3). This change is also acceptable because the removed information will be                                                        adequately controlled in the ITS Bases. Changes to the Bases are controlled by the Technical Specifications Bases Control Program in Chapter 5. This program provides for the evaluation of changes to the Bases to ensure the Bases are properly controlled.This change is designated as a less restrictive removal of detail change because information relating to how Surveillance Requirement is met for individual Functions is being removed from the Technical Specifications.
 
LA02                          (Type 3 -                                                                                                    Removing Procedural Details for Meeting TS Requirements or Reporting Requirements)  CTS                      4.6.2.3.b requires verification of flow through each RHR pump and states that the test is performed while on recirculation through the RHR heat exchanger, after consideration of flow through the closed bypass valve. ITS                      SR 3.6.2.3.3 requires verification of flow through each RHR pump through the RHR heat exchanger while in the suppression pool cooling mode of operation                                            but does not include details on how the test must be performed. This c                                            hanges the CTS by relocating the Surveillance detail to the ITS Bases.
 
The purpose of the flow verification test is to ensures that pump performance has not degraded during the cycle. The test is performed by verifying the flow rate of water through the associated                                                                                                                                                                      RHR heat exchanger (the suppression pool cooling mode of operation). The                                HCGS design contains a bypass line around each of
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 4 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.3,                                                                                                                        RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL COOLING
 
the RHR heat exchangers containing a valve that is not designed to be leak  -tight when closed or used for adjusting                                                        flow through the heat exchanger. Due to this design, the flow verification must consider flow through the bypass line to ensure the minimum flow value specified in the Surveillance is met. The removal of this detail, which is related to system design, from the                                                                  Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety. The ITS still retains the requirement to perform the subsystem flow verification                                            and, therefore, continues to provide assurance that the LCO will be met pursuant to the requirements of 10                                                                                                    CFR                            50.36(c)(3). This change is also acceptable because the removed information will be adequately controlled in the ITS Bases. Changes to the Bases are controlled by the Technical Specifications Bases Control Program in Chapter 5. This program provides for the evaluation of changes to the Bases to ensure the Bases are properly controlled. This change is designated as a less restrictive removal of detail change because information relating to how Surveillance Requirement is met for individual Functions is being removed from the Technical Specifications.
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                      (Category 4 -                                                                    Relaxation of Required Action                      )  With one RHR suppression pool cooling subsystem inoperable and with the subsystem                                                                                                              not restored to an OPERABLE status within 7                                  days, CTS 3.6.2.3,                                                                                                                                    Action a, requires the plant to be placed in HOT SHUTDOWN                                  (MODE 3) within 12 hours and COLD SHUTDOWN (MODE 4) within the following 24 hours. For the same condition, ITS 3.6.2.3, Required Action B.1,                                            requires the plant to be placed in MODE 3 in 12                                                                              hours but does not require entry into MODE 4. This changes the C TS by permitting an end state of MODE 3 in lieu of MODE 4 when one RHR suppression pool cooling subsystem is inoperable and the                                                                                                                                                inoperable RHR suppression pool cooling subsystem is not restored to an OPERABLE status within 7                                  days.
 
The purpose of CTS 3.6.2.3                                                                                                    Action                                                                      a is to place the plant in a MODE in which overall plant risk is minimized. This change is acceptable because placing the plant in MODE 3 provides for a similar or lower risk than placing the plant in MODE 4, although voluntary entry into MODE 4                                  is acceptable. Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE  3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 and because the time spent in MODE  3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE  status will be short. In addition, ITS 3.6.2.3, Required Action                                                        B.1, is modified by the addition of a Note prohibiting entry into the end state MODE within the Applicability during startup using the provisions of LCO 3.0.4.a to provide assurance that entry into the end state MODE during startup is not made without completing an appropriate risk assessment. Remaining in MODE 3 to effect repairs                                                                                          is consistent with Revision                                            5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF-423-A, Revision 1, "Technical Specification End States, NEDC                                                                                                                    -
32988-A," dated September 16, 2014 (ADAMS Accession No. ML102730688).
The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice                      76                                            FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 4 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.3,                                                                                                                        RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL COOLING
 
guidance of NUMARC 93-01, Rev.                                                                                4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF-IG                                                                                                                    02, "Implementation Guidance for TSTF-423, Rev. 1,
          'Technical Specifications End States, NEDC-32988-A,'" upon implementation of the end state requirements. This change is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                                      (Category 6 -                                                        Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria)
CTS 4.6.2.3.b requires verifying that each of the required RHR pumps develops a flow of at least 10,160                                                                                                                                              gpm on recirculation flow through the RHR heat exchanger and the suppression pool. ITS SR                                  3.6.2.3.2 requires each RHR pump to develop a flow rate of                                                                                                                10,000 gpm through the associated heat exchanger while operating in the suppression pool cooling mode.This changes the CTS by removing the instrument uncertainty from the pump minimum flow rate value, thus relaxing                                            the acceptance criterion for the Surveillance.
 
The purpose of the Surveillance is to ensure that pump performance has not degraded during the cycle. Flow is a normal test of centrifugal pump performance required by ASME Code for Operation and Maintenance of Nuclear Power Plants.
This test confirms one point on the pump design curve, and the results are indicative of overall performance in the suppression pool cooling mode of the RHR System. The current value of 10,160 gpm includes an instrument uncertainty value of 160 gpm. It is not typical to include instrument accuracy values in the Technical Specifications since the accuracy of the instrumentation to perform the test can vary from testing equipment and indicators. Instrument accuracy is                                              more appropriately addressed in plant testing procedures to ensure the pump minimum flow requirements are maintained. This change is acceptable because the pump required minimum flow requirement            is retained in the Technical Specifications and is adequate to verify the equipment used to meet the liming condition for operation can perform its required function and to assure that the necessary quality of the RHR pumps is maintained pursuant to the requir ements of 10 CFR 50.36(c)(3).
This change is designated as less restrictive because less stringent Surveillance Requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 4 of 4 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS RHR Suppression Pool Cooling 3.6.2.3
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.2.3                                                                                                                                                                                              Residual Heat Removal (RHR) Suppression Pool Cooling
 
3.6.2.3                          LCO  3.6.2.3                                                                                                                                                                                                                                                                                              Two RHR suppression pool cooling subsystems shall be OPERABLE.
 
Applicability                    APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                                                                                                              3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                  REQUIRED ACTION                                                                              COMPLETION TIME
 
Action a                            A.                  One RHR suppression                                                    A.1                                                                        Restore RHR suppression                7 days pool cooling subsystem                                                                                    pool cooling subsystem to inoperable.                                                                                              OPERABLE status.                                                                          [OR
 
In accordance with the Risk Informed                                                            2 Completion Time Program]
 
Action a                            B.                  Required Action and                                                    B.1                                                                        ---------------NOTE--------------
DOC L01                                        associated Completion                                                                                                                                                                                      LCO 3.0.4.a is not Time of Condition                                            A not                                      applicable when entering met.                                                                                                      MODE 3.
 
DOC L01                                                                                                                                                                                                                                                    Be in MODE 3. 12                                            hours
 
Action b                            C.                Two RHR suppression                                                      C.1                                                                                                      Restore one RHR 8 hours pool cooling subsystems                                                                                  suppression pool cooling inoperable.                                                                                              subsystem to OPERABLE status.
 
Action b                            D.                Required Action and                                                      D.1                                                                                                      Be in MODE 3.12                                            hours associated Completion Time of Condition                                            C not              AND met.
D.2                                                                                                      Be in MODE 4. 36                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.3-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                Amendment XXX C                                                                                                                                                                                            RHR Suppression Pool Cooling 3.6.2.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                    FREQUENCY
 
a                SR  3.6.2.3.1                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify each RHR suppression pool cooling [ 31                                            days subsystem manual, power operated, and automatic                                                                                                                                                          2 valve in the flow path that is not locked, sealed, or                                                                                          OR otherwise secured in position is in the correct position or can be aligned to the correct position.                                                                                            In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                          2
 
SR  3.6.2.3.2                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify RHR suppression pool cooling subsystem [ 31                                            days locations susceptible to gas accumulation are sufficiently filled with water.                                                                                                                OR 3
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
2                                                                                                                                                                                                          3 4.6.2.3.b                      SR  3.6.2.3.3                                                                                                                                                                                                                                                        Verify each RHR pump develops a flow rate [ In accordance 2 C L                                                                            > [7700]                                                                                                              gpm through the associated heat with the 10,000            exchanger while operating in the suppression pool                                                                                              INSERVICE                                                  1 cooling mode.                                                                                                                                  TESTING PROGRAM
 
OR
 
[92                                                        days]
2 OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.3-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                              Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.2.3, RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL COOLING
: 1.                                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                                                      The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to                                                                                                                          General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                                                      ISTS Surveillance Requirement (SR) 3.6.2.3.2, associated with verifying the RHR suppression pool cooling subsystem is sufficiently                                filled with water, is not adopted                                                                                                                                                                                            in the ITS. NRC Generic Letter (                                GL)              2008-01, "Managing Gas Accumulation in Emergency Core Cooling, Decay Heat Removal, and Containment Spray Systems" (ADAMS Accension No.                                  ML072910759), required licensees to submit information, in general, regarding concerns that certain safety systems could accumulate gas pockets that may inhibit system flow or damage system pumps/piping during an event which requires system operation.
 
PSEG provided response to                                                                  GL 2008-01                                                                                                                                      related to Hope Creek Generating Station (HCGS) management of gas accumulation in letters dated April 10, 2008, October 13, 2008, July 30, 2009, and January 28, 2011                                                                                                    (ADAMS Accession Nos.
ML081130672, ML082970219, ML092230347 and ML110400201, respectively).
The responses included the results of evaluations performed on systems of concern, summary of procedural controls, and description                                                                                                                                                          of support features (such as the Emergency Core Cooling System "keep-fill" system). Based on the review of information provided by PSEG, the NRC found the responses acceptable and subsequently closed the GL 2008-01 request for the HCGS in letter to T. Joyce (PSEG) from R.B. Ennis (NRC)              dated June 2, 2011 (ADAMS Accension No.
ML111380081)                                                                                                                                                                                                                            with no further information or action required.
 
SRs associated with verifying certain systems remain full of water were adopted in the ISTS following NRC approval of TSTF-523,                                                              "Generic Letter 2008-01, Managing Gas Accumulation," Revision 2, dated January 15,                                                                  2014                                                                                        (79 FR 2700). PSEG subsequently performed an evaluation and determined that adoption of TSTF-523 was not necessary based on established controls and support features  previously determined acceptable by the NRC. In addition, current Technical Specifications            do not contain a Surveillance associated with verification that the RHR suppression pool cooling subsystem is sufficiently filled with water. Based on the                                                                                                                                                                      considerations provided herein, PSEG has determined that adoption of SR                        3.6.2.3.2 is not necessary to ensure associated systems are proper ly maintained in an OPERABLE condition.Subsequent SRs are renumbered, as necessary, to support this change.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
RHR Suppression Pool Cooling B 3.6.2.3
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.2.3  Residual Heat Removal (RHR) Suppression Pool Cooling
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              Following a Design Basis Accident (DBA), the RHR Suppression Pool Cooling System removes heat from the suppression pool. The suppression pool is designed to absorb the sudden input of heat from the primary system. In the long term, the pool continues to absorb residual heat generated by fuel in the reactor core. Some means mu  st be provided to remove heat from the suppression pool so that the temperature inside the primary containment remains within design limits.
This function is provided by two redundant RHR suppression pool cooling subsystems. The purpose of this LCO is to                                            ensure that both subsystems are OPERABLE in applicable MODES.
suppression pool cooling                                                one Each RHR subsystem contains two            pumps                      and one heat exchanger and                            1 is manually initiated and independently controlled. The two subsystems perform the suppression pool cooling function by circulating water from Safety Auxiliaries              the suppression pool through the RHR heat exchangers and returning it Cooling System                  to the suppression pool. RHR service                      water, circulating through the tube                              1 side of the heat exchangers, exchanges heat with the suppression pool water and discharges this heat to the external heat sink            .                                                        1 Station Service Water System The heat removal capability of one RHR pump in one subsystem is sufficient to meet the overall DBA pool cooling requirement for loss of coolant accidents (LOCAs) and transient events such as a turbine trip or stuck open safety/relief valve (S/RV). S/RV leakage and high pressure core injection and Reactor Core Isolation C ooling System testing increase suppression pool temperature more slowly. The RHR Suppression Pool Cooling System is also used to lower the suppression pool water bulk temperature following such events.
 
APPLICABLE                                                                                                                                                                  Reference                      1 contains the results of analyses used to predict primary SAFETY                                                                                                                                                                                                                              containment pressure and temperature following large and small break ANALYSES                                                                                                                                                                        LOCAs. The intent of the analyses is to demonstrate that the heat removal capacity of the RHR Suppression Pool Cooling System is adequate to maintain the primary containment conditions within design limits. The suppression pool temperature is calculated to remain below the design limit.
 
The RHR Suppression Pool Cooling System satisfies Criterion                                              3 of 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.3-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                      Revision XXX RHR Suppression Pool Cooling B 3.6.2.3
 
BASES
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        During a DBA, a minimum of one RHR suppression pool cooling subsystem is required to maintain the primary containment peak pressure and temperature below design limits (Ref.1). To ensure that these requirements are met, two RHR suppression pool cooling subsystems must be OPERABLE with power from two safety related independent power supplies. Therefore, in the event of an accident, at least one subsystem is OPERABLE assuming the worst case single active failure.
An RHR suppression pool cooling subsystem is OPERABLE when one of the pumps, the heat exchanger, and associated piping, valves, instrumentation, and controls are OPERABLE.              Management of gas voids                                                                      3 is important to RHR Suppression Pool Cooling System OPERABILITY.
 
APPLICABILITY                                                                                          In MODES 1, 2, and                                                                                                                                                          3, a DBA could cause a release of radioactive material to primary containment and cause a heatup and pressurization of primary containment. In MODES 4 and                                            5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. Therefore, the RHR Suppression Pool Cooling System is not required to be OPERABLE in MODE 4 or                                                                    5.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
With one RHR suppression pool cooling subsystem inoperable, the inoperable subsystem must be restored to OPERABLE status within 7 days [or in accordance with the Risk Informed Completion Time                                                                                  2 Program]. In this Condition, the remaining RHR suppression pool cooling subsystem is adequate to perform the primary containment cooling function. However, the overall reliability is reduced because a single failure in the OPERABLE subsystem could result in reduced primary containment cooling capability. The 7                                                                                                                day Completion Time is acceptable in light of the redundant RHR suppression pool cooling capabilities afforded by the OPERABLE subsystem and the low probability of a DBA occurring during this period.
 
B.1
 
                                        -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------
Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of            4 NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effecti              veness of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision [4F].
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.3-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                Revision XXX RHR Suppression Pool Cooling B 3.6.2.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
: 2.                                                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-IG                                                              02, 4 Implementation Guidance for TSTF-423, Revision 2, "Technical Specifications End States, NEDC-32988-A," November 2009.
 
If one RHR suppression pool cooling subsystem is inoperable and is not restored to OPERABLE status within the required Completion Time, the plant must be brought to a condition in which overall plant risk is minimized. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12                                                                              hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref.                                            2) and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-risk sta            te.
 
Required Action                                            B.1 is modified by a Note that states that LCO  3.0.4.a is not applicable when entering MODE  3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the us e of LCO 3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE  3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO                                              3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
C.1
 
With two RHR suppression pool cooling subsystems inoperable, one subsystem must be restored to OPERABLE status within 8                                                        hours. In this condition, there is a substantial loss of the primary containment pressure and temperature mitigation function. The 8                                                                                                                            hour Completion Time is based on this loss of function and is considered acceptable due to the low probability of a DBA and the potential avoidance of a plant shutdown transient that could result in the need for the RHR suppression pool cooling subsystems to operate.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.3-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                Revision XXX RHR Suppression Pool Cooling B 3.6.2.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
D.1 and D.2
 
If the Required Action and associated Completion Time of Condition                                              C cannot be met, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12                                                                            hours and to MODE 4 within 36                                                                            hours. The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.2.3.1 REQUIREMENTS Verifying the correct alignment for manual, power operated, and automatic valves in the RHR suppression pool cooling mode flow path provides assurance that the proper flow path exists for system operation.
This SR does not apply to valves that are locked,  sealed, or otherwise secured in position since these valves were verified to be in the correct position prior to locking, sealing, or securing. A valve is also allowed to be in the nonaccident position provided it can be aligned to the accident position within the time assumed in the accident analysis. This is acceptable since the RHR suppression pool cooling mode is manually initiated. This SR does not require any testing or valve manipulation; rather, it involves verification that those valves capable                        of being mispositioned are in the correct position. This SR does not apply to valves that cannot be inadvertently misaligned, such as check valves.
 
[ The Frequency of 31                                                                                                    days is justified because the valves are operated under procedural control, improper valve position would affect only a single subsystem, the probability of an event requiring initiation of the                                                                  2 system is low, and the subsystem is a manually initiated system. This Frequency has been shown to be acceptable based                                              on operating experience.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                      -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                        4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                      ------------------------------------------------------------------------------------------------                                                                                                                                                                ] 2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.3-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                            Revision XXX RHR Suppression Pool Cooling B 3.6.2.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SR  3.6.2.3.2
 
RHR Suppression Pool Cooling System piping and components have the potential to develop voids and pockets of entrained gases. Preventing and managing gas intrusion and accumulation is necessary for proper operation of the RHR suppression pool cooling subsystems and may also prevent water hammer and pump cavitation.
 
Selection of RHR Suppression Pool Cooling System locations susceptible to gas accumulation is based on a review of system design information, including piping and instrumentation drawings, isometric drawings, plan and elevation drawings, and calculations. The design review is supplemented by system walk downs to validate the system high points and to confirm the location and orientation of important components that can become sources of gas or could otherwise cause gas to be trapped or difficult to remove during system maintenance or restoration.
Susceptible locations depend on plant and system configuration, such as stand-by versus operating conditions.
 
The RHR Suppression Pool Cooling System is OPERABLE when it is sufficiently filled with water. Acceptance criteria are established for the volume of accumulated gas at susceptible locations. If accumulated gas is discovered that exceeds the acceptance criteria for the susceptible                                                  3 location (or the volume of accumulated gas  at one or more susceptible locations exceeds an acceptance criteria for gas volume at the suction or discharge of a pump), the Surveillance is not met. If the accumulated gas is eliminated or brought within the acceptance                                                                                                    criteria limits during performance of the Surveillance, the Surveillance is met and past system OPERABILITY is evaluated under the Corrective Action Program.If it is determined by subsequent evaluation that the  RHR Suppression Pool Cooling System is not                                                                              rendered inoperable by the accumulated gas (i.e.,
the system is sufficiently filled with water), the Surveillance may be declared met. Accumulated gas should be eliminated or brought within the acceptance criteria limits.
 
RHR Suppression Pool Cooling System locations susceptible to gas accumulation are monitored and, if gas is found, the gas volume is compared to the acceptance criteria for the location. Susceptible locations in the same system flow path which are subject to the same gas intrusion mechanisms may be verified by monitoring a representative sub                                            -
set of susceptible locations. Monitoring may not be practical for locations that are inaccessible due to radiological or environmental conditions, the plant configuration, or personnel safety. For these locations alternative methods (e.g., operating parameters, remote monitoring) may be used to monitor the susceptible location. Monitoring is not required for
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.3-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                Revision XXX RHR Suppression Pool Cooling B 3.6.2.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
susceptible locations where the maximum potential accumulated gas void volume has been evaluated and determined to not challenge system OPERABILITY. The accuracy of the method used for monitoring the susceptible locations and trending of the results should be sufficient to assure system OPERABILITY during the Surveillance interval.
 
[ The 31                                                                                                                            day Frequency takes into consideration the gradual nature of gas accumulation in the RHR Suppression Pool Cooling System piping                                                        3 and the procedural controls governing system operation.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program. The Surveillance Frequency may vary by location susceptible to gas accumulation.
 
                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                        4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                  ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]
 
2 SR  3.6.2.3.3                                                                                                                                                          3 10,000 Verifying that each RHR pump develops a flow rate  [7700]                                                                                                              gpm while 2 operating in the suppression pool cooling mode with flow through the associated heat exchanger ensures that pump performance has not degraded during the cycle. Flow is a normal test of centrifugal pump performance required by ASME Code (Ref.                                            3). This test confirms one Verification of the        point on the pump design curve, and the results are indicative of overall minimum flow              performance. Such inservice inspections confirm component                                                                1 requirement must            OPERABILITY, trend performance, and detect incipient failures by consider any flow          indicating abnormal performance.
through the RHR heat exchanger bypass valve since this valve        -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                                                -----------------------------------
is not designed to be        If the testing is within the scope of the licensee's INSERVICE TESTING leak tight.
PROGRAM, the Frequency "In accordance with the INSERVICE                                                                  4 TESTING PROGRAM" should be used. Otherwise, the periodic Frequency of 92                                                                  days or the reference to the Surveillance Frequency Control Program should be used.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.3-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                    Revision XXX RHR Suppression Pool Cooling B 3.6.2.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
[ The Frequency of this SR is [            in accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM] [92                                            days ]
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.                                                                                                                                                                                                                                        2
 
                                                                          -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                                                                                                                4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          ----------------------------------------------------------------------------------------------                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        ].
 
REFERENCES                                                                                                            1.                                                                  FSAR, Section                                            [6.2]                                                      .                            2 U                                                                                                .2 1
: 2.                                                                  NEDC-32988-A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk                                                                                                                                        -
Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
: 3.                                                                  ASME Code for Operation and Maintenance of Nuclear Power Plants.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.3-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                          Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.2.3                                                                                                                                    BASES, RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL COOLING
: 1.                                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                            ISTS) Bases that                                                                  reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                                                      The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to  General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                                                      ISTS Surveillance Requirement (                                    SR) 3.6.2.3.2, associated with verifying the RHR suppression pool cooling            subsystem is sufficiently filled with water, is not adopted in the                                                        ITS.            PSEG provided response to NRC Generic Letter (GL) 2008-01 related to Hope Creek Generating Station (HCGS) management of gas accumulation in letters dated April 10, 2008, October 13, 2008, July 30, 2009, and January 28, 2011 (ADAMS Accession Nos. ML081130672, ML082970219, ML092230347 and ML110400201, respectively).            The responses included the results of evaluations performed on systems of concern, summary of procedural controls, and description of support features (such as the Emergency Core Cooling System "keep-fill" system). Based on the review of information provided by PSEG, the NRC found the responses acceptable and subsequently closed the GL 2008-01 request for HCGS in letter to T. Joyce (PSEG) from R.B. Ennis (NRC), dated June 2, 2011 (ADAMS Accension No. ML111380081), with no further information or action required.
Therefore,                                  adoption of ISTS SR                            3.6.2.3.2 is not necessary to ensure associated systems are properly maintained in an OPERABLE condition.                                                          Changes to the ISTS Bases are made to support the changes to the Specification.
: 4.                                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.2.3, RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL COOLING
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ATTACHMENT 12
 
ITS 3.6.2.4, Residual Heat Removal  (RHR) Suppression Pool Spray
 
Current Technical Specifications (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
ITS                                                                                                                                                                              A01                                                                                                                    ITS 3.6.2.4 CONTAINMENT SYSTEMS 3.6 SUPPRESSION POOL SPRAY 3.6.2.4  Residual Heat Removal (RHR)
LIMITING CONDITION FOR OPERATION 3.6.2.4  Two RHR                                                    subsystems LCO 3.6.2.4                    3.6.2.2  The suppression pool spray mode of the residual heat removal (RHR) system            shall be OPERABLE with two independent loops, each loop consisting of:
: a.                                                                                                                      One OPERABLE RHR pump, and LA01
: b.                                                                                                                      An OPERABLE flow path capable of recirculating water from the suppression chamber through an RHR heat exchanger and the suppression pool spray sparger.
MODES                                                                                                                              A02 Applicability                  APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2 and 3.
 
ACTION:                                                                                                                                                                                                                        RHR suppression pool RHR                                                                  subsystem                                                                    spray subsystem ACTION A                                              a.                                                                                                                      With one suppression pool spray loop            inoperable, restore the inoperable loop                                                                                                    to ACTION C                                                                    OPERABLE status within                      7 days or be in at least HOT SHUTDOWN within the next            12                                            hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                        hours.                                                                      L01 Two RHR                                                  MODE 3.                            subsystems                                      RHR suppression pool spray subsystem ACTION B                                              b.                                                                                                                      With both                                                                                                                        suppression pool spray loops            inoperable, restore at least            one loop                                                                  to OPERABLE status within                                  8 hours or be in at                                  least HOT SHUTDOWN within the ACTION C                                                                    next            12                                            hours and in COLD SHUTDOWN* within the following 24                                                                                                    hours.                        L01 MODE 3.                                                                                                                              Add Required Action C.1 Note
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
4.6.2.2  The suppression pool spray mode of the RHR system shall be demonstrated OPERABLE:
 
SR 3.6.2.4.1                                          a.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program , and                    by            verifying that each valve,                                manual,            power operated or                                                                                        automatic, in the flow path that is not                    valve ReR ssion pool                                    locked, sealed or otherwise secured in position , is in its          correct position.
s          subsystem
                                                                                                                                  ,      the correct position or can be aligned to the                                                                                                rate SR 3.6.2.4.2                                          b.                                                                                                                      By verifying that                                                                            each of the required RHR pumps develops a flow of at least 500                540                                                                  gpm on recirculation flow through the RHR                                                                                                                                                                                                                                                          heat exchanger (after 2 whilatin the                                  consideration of flow through the closed bypass valve) and                                                                                suppression pool                                                                                      LA02 spray sparger when tested pursuant to                                  the INSERVICE TESTING PROGRAM.
mode                            ic
* Whenever both RHR subsystems are inoperable, if unable to attain COLD SHUTDOWN as required by this ACTION, maintain reactor coolant temperature as low as practical by                                                                                                                                                                                    A03 use of alternate heat removal methods.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-15                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 205 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.4                                                                                                  , RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL SPRAY
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                                                      In the conversion                                                                                                              of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG                                                                                    -1433                                  , Rev.            5.0, "Standard Technical Specifications -            General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.2.2                                                                                                              Applicability states "OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, and 3."
ITS 3.6.2.4                                                                                                    Applicability states "MODES 1, 2, and 3."  This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.6.2.2                                                                                                                                                Applicability is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the Limiting Condition for Operation (LCO) is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.2.2, Action b, requires, in part, a plant shutdown                                                                                          when both RHR suppression pool subsystems are inoperable for more than 8                                                                                                                                                hours and is modified by Footnote
* wh          ich states "Whenever both RHR subsystems are inoperable, if unable to attain COLD SHUTDOWN as required by this ACTION, maintain reactor coolant temperature as low as practical by use of alternate heat removal methods."  ITS 3.6.2.4                                                                                                                                                ACTIONS do not contain this                                            footnote. This changes the CTS by eliminating a footnote that is redundant to Required Actions and Notes associated with ITS 3.4.8, "                                            Residual Heat Removal (RHR) Shutdown Cooling System -                      Hot Shutdown."
 
The CTS 3.6.2.2, Action b                                                                              footnote
* recognizes that entry into MODE 4 (Cold Shutdown) with both RHR suppression pool subsystems inoperable may increase plant risk since the RHR pumps are also part of the shutdown cooling (SDC) subsystems. When the unit reaches MODE                                  3,                                ITS 3.4.8 is applicable.
ITS 3.4.8, Required Action D.1, requires immediate action to restore one RHR SDC subsystem to OPERABLE status when two required RHR SDC subsystems are inoperable and insufficient alternate decay heat removal methods are available. This action is modified by a Note stating: "                                                        LCO 3.0.3 and all other LCO Required Actions requiring a MODE change to MODE 4 may be suspended until one RHR shutdown cooling subsystem is restored to OPERABLE status."  In addition, ITS 3.4.8 ACTION E                          requires                      establishing alternate means of                                            core circulation and the monitoring of reactor coolant temperature and pressure.
Therefore, the CTS 3.6.2.2, Action b                                            footnote                                                                                                                                              is redundant to the ACTIONS established in ITS 3.4.8 and need not be retained in ITS 3.6.2.4            . This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 4 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.4, RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL SPRAY
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
LA01                                                                    (Type 1 -                      Removing Details of System Design and System Description, Including Design Limits)  CTS                      3.6.2.2 contains a listing of components which comprise an RHR suppression pool spray                                                      subsystem. ITS 3.6.2.4            does not contain this detail.
This changes the CTS by relocating the RHR suppression pool spray                                                    subsystem design detail to the ITS Bases.
 
The purpose of the component listing in CTS 3        .6.2.2 is to describe the makeup of an RHR suppression pool spray                                                      subsystem. The removal of these details, which are related to system design, from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety.          The ITS still retains the requirement to maintain two OPERA        BLE RHR suppression pool spray subsystems and, therefore, continues to provide assurance that the LCO will be met pursuant to the requirements of 10                    CFR                              50.36(c)(3). This change is also acceptable because the removed information will be adequately controlled in the ITS Bases. Changes to the Bases are controlled by the Technical Specifications Bases Control Program in Chapter 5. This program provides for the evaluation of changes to the Bases to ensure the Bases are properly controlled. This change is designated as a less restrictive removal of detail change because information relating to how Surveillance Requirement is met for individual Functions is being removed from the Technical Specifications.
 
LA02                          (Type 3 -                      Removing Procedural Details for Meeting                                          TS Requirements or Reporting Requirements)  CTS 4.6.2.2.b requires verification of flow through each RHR pump and states that the test is performed while on recirculation through the RHR heat exchanger, after consideration of flow through the closed bypass valve. ITS SR 3.6.2.4.3 requires verification of flow through each RHR pump through the RHR heat exchanger while in the suppression pool spray mode of operation but does not include details on how the test must be performed. This changes the CTS by relocating the Surveillance detail to the ITS Bases.
 
The purpose of the flow verification test is to ensures that pump performance has not degraded during the cycle. The test is performed by verifying the flow rate of water through the RHR heat exchanger (the suppression pool spray          mode of operation). The HCGS design contains a bypass line around each of the RHR heat exchangers containing a valve that is not designed to be leak-tight when
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 4 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.4, RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL SPRAY
 
closed or used for adjusting flow through the heat exchanger. Due to this design, the flow verification must consider any flow through the bypass line to ensure the minimum flow value specified in the Surveillance is met. The removal of this detail, which is related to system design, from the Technical Specifications requirements from the Technical Specifications          is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the TS                                                                            s to provide adequate protection of public health and safety.          The ITS still retains the requirement to perform the subsystem f                                                      low                            verification and, therefore, continues to provide assurance that the LCO will be met pursuant to the requirements of 10                                            CFR                            50.36(c)(3). This change is also acceptable because the removed information will be adequately controlled in the ITS Bases. Changes to the Bases are controlled by the Technical Specifications Bases Control Program in Chapter 5. This program provides for the evaluation of changes to the Bases to ensure the Bases are properly controlled. This change is designated as a less restrictive removal of detail change because information relating to how Surveillance Requirement is met for individual Functions is being removed from the Technical Specifications.
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                      (Category 4 -          Relaxation of Required Action)  With one or both RHR suppression pool spray subsystems                    inoperable and with the subsystem          (s) not restored to an OPERABLE status within the required Completion Time, CTS 3.6.2.                                        2, Actions a and b, require the plant to be pl                                                                                                aced in HOT SHUTDOWN                                      (MODE 3) within 12                                            hours and COLD SHUTDOWN                                                                                                                  (MODE 4) within the following 24 hours. For the same conditions, ITS 3.6.                                                              2.4, Required Action C.1, requires the plant to be placed in MODE 3 in 12 hours but does not require entry into MODE 4. This changes the CTS by permitting an end state of MODE 3 in lieu of MODE 4 when one or both RHR suppression pool spray subsystems is inoperable and not restored to an OPERABLE status within the required Completion Time.
 
The purpose of CTS 3.6.2.2 Acti        ons a and b is to place the plant in a MODE in which overall plant risk is minimized. This change is acceptable because placing the plant in MODE 3 provides for a similar or lower risk than placing the plant in MODE 4, although voluntary entry into MODE 4 is acceptable. Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. In addition, ITS 3.6.2.4, Required Action C                                                    .1, is modified by the addition of a Note prohibiting entry into the end state MODE within the Applicability during startup using the provisions of LCO 3.0.4.a to provide assurance that entry into the end state MODE during startup is not made without completing an appropriate risk assessment. Remaining in MODE 3 to effect repairs                      is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF-                                                423-                                                                A, Revision 1, "Technical Specification End States, NEDC-32988-                                                                                                              A,"
dated September 16, 2014 (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76                                            FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 4 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.2.4                                                                                                  , RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL SPRAY
 
guidance of NUMARC 93-01, Rev.                                                                                4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF-IG                                                            02, "Implementation Guidance for TSTF-423, Rev. 1,
          'Technical Specifications End States, NEDC-32988-A,'" upon implementation of the end state requirements. This change is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                                      (Category 6 -                                                        Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria)
CTS 4.6.2.2                                                                                                  .b requires verifying that each of the required RHR pumps develops a flow of at least 540                                                                                        gpm on recirculation flow through the RHR heat exchanger and the suppression pool spray sparger. ITS SR 3.6.2.4                                                                                                  .2 requires each RHR pump to develop a flow rate of                                                                                                                500                                                                  gpm through the associated heat exchanger while operating in the suppression pool sp            ray mode. This changes the CTS by removing the instrument uncertainty from the pump minimum flow rate value, thus relaxing                                            the acceptance criterion for the Surveillance.
 
The purpose of the Surveillance is to ensure that pump performance has not degraded during the cycle.                                  Flow is a normal test of centrifugal pump performance required by ASME Code for Operation and Maintenance of Nuclear Power Plants. This test confirms one point on the pump design curve, and the results are indicative of overall performance                      in the suppression pool spray mode of the RHR System. The current value of 540                                                                  gpm includes an instrument uncertainty value of 40                                                                                                                                              gpm. It is not typical to include instrument accuracy values in the Technical Specifications since the accuracy of the instrumentation to perform the test can vary from testing equipment and indicators. Instrument accuracy is more appropriately addressed in plant testing procedures to ensure the pump minimum flow requirements are maintained. This change is acceptable because the pump required minimum flow requirement is retained in the Technical Specifications and is adequate to verify the equipment used to meet the liming condition for operation can perform its required function and to assure that the necessary quality of the RHR pumps is maintained pursuant to the requirements of 10 CFR 50.36(c)(3). This change is designated as less restrictive because less stringent Surveillance Requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 4 of 4 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS RHR Suppression Pool Spray 3.6.2.4
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.2.2                          3.6.2.4                                                                                                                                                                                              Residual Heat Removal (RHR) Suppression Pool Spray
 
Applicability                    LCO  3.6.2.4                                                                                                                                                                                                                                                                                              Two RHR suppression pool spray subsystems shall be OPERABLE.
 
APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                                                                                                              3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                    REQUIRED ACTION                                                                                COMPLETION TIME
 
Action a                            A.                  One RHR suppression                                                      A.1                                                                        Restore RHR suppression                  7 days pool spray subsystem                                                                                      pool spray subsystem to inoperable.                                                                                              OPERABLE status.                                                                            [OR
 
In accordance with the Risk Informed                                                            2 Completion Time Program]
 
Action b                            B.                  Two RHR suppression                                                      B.1                                                                        Restore one RHR                          8 hours pool spray subsystems                                                                                    suppression pool spray inoperable.                                                                                              subsystem to OPERABLE status.
 
Actions a and b                      C.                Required Action and                                                        C.1                                                                      ---------------NOTE--------------
DOC L01                                          associated Completion                                                                                                                                                                                      LCO 3.0.4.a is not Time not met.                                                                                            applicable when entering MODE 3.
 
Be in MODE 3. 12                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.4-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                  Amendment XXX CTS                                                                                                                                                                                              RHR Suppression Pool Spray 3.6.2.4
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                  FREQUENCY
 
4.6.2.2.a                    SR  3.6.2.4.1                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify each RHR suppression pool spray subsystem [ 31                                            days manual, power operated, and automatic valve in the                                                                                                                                                    2 flow path that is not locked, sealed, or otherwise                                                                                            OR secured in position is in the correct position or can be aligned to the correct position.                                                                                                          In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                        2
 
SR  3.6.2.4.2                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify RHR suppression pool spray subsystem [ 31                                            days locations susceptible to gas accumulation are sufficiently filled with water.                                                                                                              OR 3
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                        2
 
2                                                                                                                                                                                                      3 4.6.2.2.b                    SR  3.6.2.4.3                                                                                                                                                                                                                                                        [ Verify each RHR pump develops a flow rate [ In accordance 2 DOC L02                                                                        [400]                                                                                        gpm through the heat exchanger while          with the 500              operating in the suppression pool spray mode.                                                                                                INSERVICE                                                1 TESTING PROGRAM
 
OR
 
[92                                                        days]
2 OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.4-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.2.4                                                                                                            , RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL SPRAY
: 1.                                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                                                      The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to                                                                                                                          General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                                                      ISTS Surveillance Requirement (SR) 3.6.2.4                                                                                                            .2, associated with verifying the RHR suppression spray subsystem is sufficiently                                filled with water, is not adopted                      in the ITS. NRC Generic Letter (                                GL)              2008-01, "Managing Gas Accumulation in Emergency Core Cooling, Decay Heat Removal, and Containment Spray Systems" (ADAMS Accension No. (ML072910759), required licensees to submit information, in general, regarding concerns that certain safety systems could accumulate gas pockets that may inhibit system flow or damage system pumps/piping during an event which requires system operation.
 
PSEG provided response to                                                                  GL 2008-01                                                                                                                                      related to Hope Creek Generating Station (HCGS) management of gas accumulation in letters dated April 10, 2008, October 13, 2008, July 30, 2009, and January 28, 2011 (ADAM S Accession Nos.
ML081130672, ML082970219, ML092230347 and ML110400201, respectively).
The responses included the results of evaluations performed on systems of concern, summary of procedural controls, and description of support features (such as the Emergency Core Cooling System "keep-fill" system). Based on the review of information provided by PSEG, the NRC found the responses acceptable and subsequently closed the GL 2008-01 request for the HCGS in letter to T. Joyce (PSEG) from R.B. Ennis (NRC) dated June 2, 2011 (ADAMS Accension No.
ML111380081)                                                                                                                                                                                                                            with no further information or action required.
 
SRs associated with verifying certain systems remain full of water were adopted in the ISTS following NRC approval of TSTF-523,                                                              "Generic Letter 2008-01, Managi                                                                                                                ng Gas Accumulation," Revision 2, dated January 15,                                                                  2014 (79 FR 2700). PSEG subsequently performed an evaluation and determined that adoption of TSTF-523 was not necessary based on established controls and support features previously determined acceptable                      by the NRC. In addition, current Technical Specifications do not contain a Surveillance associated with verification that the RHR suppression pool spray subsystem is sufficiently filled with water. Based on the considerations provided herein, PSEG has determined that adoption of SR                                  3.6.2.4.2 is not necessary to ensure associated systems are properly maintained in an OPERABLE condition. Subsequent SRs are renumbered, as necessary, to support this change.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
RHR Suppression Pool Spray B 3.6.2.4
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.2.4  Residual Heat Removal (RHR) Suppression Pool Spray
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              Following a Design Basis Accident (DBA), the RHR Suppression Pool Spray System removes heat from the suppression chamber airspace.
The suppression pool is designed to absorb the sudden input of heat from the primary system from a DBA or a rapid depressurization of the reactor pressure vessel (RPV) through safety/relief valves. The heat addition to the suppression pool results in increased steam in the suppression chamber, which increases primary containment pressure. Steam blowdown from a DBA can also bypass the suppression pool and end up in the suppression chamber airspace. Some                        means must be provided to remove heat from the suppression chamber so that the pressure and temperature inside primary containment remain within analyzed design limits. This function is provided by two redundant RHR suppression pool spray subsystems. The purpose of this LCO is to ensure that both subsystems are OPERABLE in applicable MODES.
one Each of the two RHR suppression pool spray subsystems contains two                                                      1 pumps                      and one heat exchanger, which are manually initiated and independently controlled. The two subsystems perform the suppression pool spray function by circulating water from the suppression pool through the RHR heat exchangers and returning it to the suppression pool spray spargers. The spargers only accommodate a small portion of the total RHR pump flow; the remainder of the flow returns to the suppression pool through the suppression pool cooling return line. Thus, both suppression Safety Auxiliaries          pool cooling and suppression pool spray functions are performed when Cooling System              the Suppression Pool Spray System is initiated. RHR service water,                                                    1 circulating through the tube side of the heat exchangers, exchanges heat Station Service Water            with the suppression pool water and discharges this heat to the external System                  heat sink. Either RHR suppression pool spray subsystem is sufficient to                                                  1 condense the steam from small bypass leaks from the drywell to the suppression chamber airspace during the postulated DBA.
 
APPLICABLE                                                                                                                                                                  Reference                      1 contains the results of analyses used to predict primary SAFETY                                                                                                                                                                                                                              containment pressure and temperature following large and small break ANALYSES                                                                                                                                                                        loss of coolant accidents. The intent of the analyses is to demonstrate that the pressure reduction capacity of the RHR Suppression Pool Spray System is adequate to maintain the primary containment conditions within design limits. The time history for primary containment pressure is calculated to demonstrate that the maximum pressure remains below the design limit.
 
The RHR Suppression Pool Spray System satisfies Criterion                        3 of 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.4-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1
 
Hope Creek                                                                  Revision XXX RHR Suppression Pool Spray B 3.6.2.4
 
BASES
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        In the event of a DBA, a minimum of one RHR suppression pool spray subsystem is required to mitigate potential bypass leakage paths and maintain the primary containment peak pressure below the design limits (Ref.1). To ensure that these requirements are met, two RHR suppression pool spray subsystems must be OPERABLE with power from two safety related independent power supplies. Therefore, in the event of an accident, at least one subsystem is OPERABLE assuming the worst case single active failure. An RHR suppression pool spray subsystem is OPERABLE when one of the pumps, the heat exchanger, and associated piping, valves, instrumentation, and controls are OPERABLE.
Management of gas voids is important to RHR Suppression Pool Spray                                                                      3 System OPERABILITY.
 
APPLICABILITY                                                                                          In MODES 1, 2, and                                                                                                                                                          3, a DBA could cause pressurization of primary containment. In MODES 4 and                                                                                                  5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. Therefore, maintaining RHR suppression pool spray subsystems OPERABLE is not required in MODE  4 or                                                                    5.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
With one RHR suppression pool spray subsystem inoperable, the inoperable subsystem must be restored to OPERABLE status within 7 days [or in accordance with the Risk Informed Completion Time                                                                  2 Program]. In this Condition, the remaining OPERABLE RHR suppression pool spray subsystem is adequate  to perform the primary containment bypass leakage mitigation function. However, the overall reliability is reduced because a single failure in the OPERABLE subsystem could result in reduced primary containment bypass mitigation capability. The 7 day Completion Time was chosen in light of the redundant RHR suppression pool spray capabilities afforded by the OPERABLE subsystem and the low probability of a DBA occurring during this period.
 
B.1
 
With both RHR suppression pool spray subsystems inoperable, at least one subsystem must be restored to OPERABLE status within 8                                                        hours. In this Condition, there is a substantial loss of the primary containment bypass leakage mitigation function. The 8                                                                                                                  hour Completion Time is based on this loss of function and is considered acceptable due to the low probability of a DBA and because alternative methods to remove heat from primary containment are available.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.4-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1
 
Hope Creek                                                                        Revision XXX RHR Suppression Pool Spray B 3.6.2.4
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
C.1
 
                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------
Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of NUMARC 93-01, "Industry              Guidance for Monitoring the Effectiveness of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and                                                      4 Resource Council, Revision [4F].
: 2.                                                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-IG                                                              02, Implementation Guidance for TSTF-423,                                                              Revision 2, "Technical Specifications End States, NEDC-32988-A," November 2009.
 
If the inoperable RHR suppression pool spray subsystem cannot be restored to OPERABLE status within the associated Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which overall plant risk is minimized. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12                                                                              hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE                          3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref.2) and because the time spent in MODE                            3 to perform the necessary repairs  to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-risk state.
 
Required Action                                            C.1 is modified by a Note that states that LCO  3.0.4.a is not applicable when entering MODE                                                                                        3. This Note prohibits the use of LCO                                                          3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO  3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE  3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO                                                                                          3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in M ODES or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time is                                  reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.4-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1
 
Hope Creek                                                                    Revision XXX RHR Suppression Pool Spray B 3.6.2.4
 
BASES
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.2.4.1 REQUIREMENTS Verifying the correct alignment for manual, power operated, and automatic valves in the RHR suppression pool spray mode flow path provides assurance that the proper flow paths will exist for system operation. This SR does not apply to valves that are locked, sealed, or otherwise secured in position since these valves were verified to be in the correct position prior to locking, sealing, or securing. A valve is also allowed to be in the nonaccident position provided it can be aligned to the spray      accident position within the time assumed in the accident analysis. This is acceptable since the RHR suppression pool cooling                                                        mode is manually        1 initiated. This SR does not require any testing or valve manipulation; rather, it involves verification that those valves capable of being mispositioned are in the correct position. This SR does not apply to valves that cannot be inadvertently misaligned, such as check valves.
 
[ The Frequency of 31                                                                                                    days is justified because the valves are operated under procedural control, improper valve position would affect only a single subsystem, the probability of an event requiring initiation of the                                                      2 system is low, and the subsystem is a manually initiated system. This Frequency has been shown to be acceptable based on operating experience.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                              4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                    ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]                            2
 
SR  3.6.2.4.2
 
RHR Suppression Pool Spray System piping and components have the potential to develop voids and pockets of entrained gases. Preventing                                                          3 and managing gas intrusion and accumulation is necessary for proper operation of the RHR suppression pool spray subsystems and may also prevent water hammer and pump cavitation.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.4-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1
 
Hope Creek                                                                        Revision XXX RHR Suppression Pool Spray B 3.6.2.4
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
Selection of RHR Suppression Pool Spray System locations susceptible to gas accumulation is based on a review of system design information, including piping and instrumentation drawings, isometric drawings, plan and elevation drawings, and calculations. The design review is supplemented by system walk downs to validate the system high points and to confirm the location and orientation of important components that can become sources of gas or could otherwise cause gas to be trapped or difficult to remove during system maintenance or restoration.
Susceptible locations depend on plant and system configuration, such as stand-by versus operating conditions.
 
The RHR Suppression Pool Spray System is OPERABLE when it is sufficiently filled with water. Acceptance criteria are established for the volume of accumulated gas at susceptible locations. If accumulated gas is discovered that exceeds the acceptance criteria                        for the susceptible location (or the volume of accumulated gas at one or more susceptible locations exceeds an acceptance criteria for gas volume at the suction or discharge of a pump), the Surveillance is not met. If the accumulated gas is eliminated or brought within the acceptance                                                                                                    criteria limits during performance of the Surveillance, the Surveillance is met and past system OPERABILITY is evaluated under the Corrective Action Program.If it is determined by subsequent evaluation that the  RHR Suppression Pool                                                  3 Spray System is not rendered inoperable by the accumulated gas (i.e.,
the system is sufficiently filled with water), the Surveillance may be declared met. Accumulated gas should be eliminated or brought within the acceptance criteria limits.
 
RHR Suppression Pool Spray System locations susceptible to gas accumulation are monitored and, if gas is found, the gas volume is compared to the acceptance criteria for the location. Susceptible locations in the same system flow path which are subject to the same gas intrusion mechanisms may be verified by monitoring a representative sub -
set of susceptible locations. Monitoring may not be practical for locations that are inaccessible due to radiological or environmental conditions, the plant configuration, or personnel safety. For these locations alternative methods (e.g., operating parameters, remote monitoring) may be used to monitor the susceptible location. Monitoring is not required for susceptible locations where the maximum potential accumulated gas void volume has been evaluated and determined to not challenge system OPERABILITY. The accuracy of the method used for monitoring the susceptible locations and trending of the results should be sufficient to assure system OPERABILITY during the Surveillance interval.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.4-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1
 
Hope Creek                                                              Revision XXX RHR Suppression Pool Spray B 3.6.2.4
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
[ The 31                                                                                                                            day Frequency takes into consideration the gradual nature of gas accumulation in the RHR Suppression Pool Spray System piping and the procedural controls governing s ystem operation.
 
OR                                                                                                                                  3
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program. The Surveillance Frequency may vary by location susceptible to gas accumulation.
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                    ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]                              2
 
2                                                                                                        3 SR  3.6.2.4.3 500                                                      2 Verifying each RHR pump develops a flow rate  [400]                                                                                        gpm while operating in the suppression pool spray mode with flow through the heat exchanger ensures that pump performance has not degraded during the                                                              1 cycle. Flow is a normal test of centrifugal pump performance required by the ASME Code (Ref.                                            3). This test confirms one point on the pump Verification of the          design curve and is indicative of overall performance. Such inservice                                                            1 minimum flow              inspections confirm component OPERABILITY, trend performance, and requirement must consider any flow            detect incipient failures by indicating abnormal performance.
through the RHR heat exchanger bypass              -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                                                                                                                                            -----------------------------------
valve since this valve is not designed to be          If the testing is within the scope of the licensee's INSERVICE TESTING leak tight.              PROGRAM, the Frequency "In accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM" should be used. Otherwise, the periodic                                                                        4 Frequency of 92                                                                  days or the reference to the Surveillance Frequency Control Program should be used.
 
[ The Frequency of this SR is [          in accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM, but the Frequency must not exceed 92                                              days.
 
OR                                                                                                                                2
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.4-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1
 
Hope Creek                                                                        Revision XXX RHR Suppression Pool Spray B 3.6.2.4
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
                                                                            -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                                                                                                                          4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                                            ----------------------------------------------------------------------------------------------                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          ] ] 2
 
REFERENCES                                                                                                            1.                                                                  FSAR, Section                                            [6.2]                                                      .                                      2 U                                                                                                  .2                                                                                                                                                                        1
: 2.                                                                  NEDC-32988-A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk                                                                                                                                        -
Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
: 3.                                  ASME Code for Operation and Maintenance of Nuclear Power Plants.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.2.4-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                                                                Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.2.4                                                                                                              BASES, RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL SPRAY
: 1.                                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (                                            ISTS) Bases that                                                                  reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                                                      The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to  General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                                                      ISTS Surveillance Requirement (                                    SR) 3.6.2.4                                                                                                  .2, associated with verifying the RHR suppression pool spray            subsystem is sufficiently filled with water, is not adopted in the ITS.                                                                              PSEG provided response to NRC Generic Letter (GL) 2008-01 related to Hope Creek Generating Station (HCGS) management of gas accumulation in letters dated April 10, 2008, October 13, 2008, July 30, 2009, and January 28, 2011 (ADAMS Accession Nos. ML081130672, ML082970219, ML092230347 and ML110400201, respectively).            The responses included the results of evaluations performed on systems of concern, summary of procedural controls, and description of support features (such as the Emergency Core Cooling System "keep-fill" system). Based on the review of information provided by PSEG, the NRC found the responses acceptable and subsequently closed the GL 2008-01 request for HCGS in letter to T. Joyce (PSEG) from R.B. Ennis (NRC), dated June 2, 2011 (ADAMS Accension No. ML111380081), with no further information or action required.
Therefore,                                  adoption of ISTS SR                              3.6.2.4                                .2 is not necessary to ensure associated systems are properly maintained in an OPERABLE condition.                                                          Changes to the ISTS Bases are made to support the changes to the Specification.
: 4.                                                                      The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.2.4, RESIDUAL HEAT REMOVAL (RHR) SUPPRESSION POOL SPRAY
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ATTACHMENT 13
 
ITS 3.6.3.1, Primary Containment Oxygen Concentration
 
Current Technical Specifications (CTS) Markup and Discussion of Changes (DOCs)
 
A01                                                                                                                                  ITS 3.6.3.1 ITS                        CONTAINMENT SYSTEMS                                                                            PRIMARY 3.6                                                                                CONTAINMENT DRYWELL AND SUPPRESSION CHAMBER OXYGEN CONCENTRATION 3.6.3.1 LIMITING CONDITION FOR OPERATION 3.1 LCO 3.6.3.1                      3.6.6.2  The drywell and suppression chamber atmosphere oxygen concentration shall be less                                                                                                                                                                                                                            A02 than                                                                  4% by volume.                                        primary containment
                                                              <                                            percent                                                                                    MODES 1 and 2 Applicability                    APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITION 1*, during the time period:                                                                                                                                                                                                                                          A03
: a.                                                                                    Within 24                                                                            hours after THERMAL POWER is greater than 15% of RATED THERMAL POWER, following startup, to                                                                                                                                                                                                                                    M01
: b.                                                                                    Within 24                                                                            hours prior to reducing THERMAL POWER to less than 15% of RATED THERMAL POWER preliminary to a scheduled reactor shutdown.
 
ACTION:
Primary containment                                                                                                                      not within ACTION A                          With the drywell and/or suppression chamber oxygen concentration exceeding the                                                                                                    limit, restore the oxygen concentration to within                      the limit within 24                                            hours or be in at least STARTUP within the                                                                                                                                                    M01 ACTION B                          next 8 hours.                                                                                                                                                        72                                                    MODE 3 12                                                                                                                                                                                                                                                                          L01
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS 3.6.3.1.1                                  Verify primary containment                                                                                                                                    is SR 3.6.3.1.1                      4.6.6.2  The drywell and suppression chamber oxygen concentration                                          shall be verified to be within the limit within 24 hours after THERMAL POWER is greater than 15% of RATED                                                                                                                                                                                                                                      L02 THERMAL POWER and in accordance with the Surveillance Frequency Control Program thereafter.
 
A04
* See Special Test Exception 3.10.5.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-55                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 187 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.3.1, PRIMARY CONTAINMENT OXYGEN CONCENTRATION
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                                                              In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS)                              Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG                                                                                    -1433                                                                , Rev.          5.0, "Standard Technical Specifications -          General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because the changes do not result in technical changes to CTS.
 
A02                                                CTS 3.6.6.2 governs the oxygen concentration in the drywell and suppression chamber atmosphere. ITS 3.6.3.1 governs the oxygen concentration in the primary containment                    . This changes the CTS by adopting the ITS wording of "primary containment".
 
The drywell and suppression chamber atmosphere                    are part of the primary containment; therefore, replacing this terminology with the ITS terminology of primary containment does not affect the limitations on oxygen concentration.
This change is considered a presentation change only and does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.6.2 Applicability refers to "OPERATIONAL CONDITION 1."  ITS 3.6.3.1 Applicability uses the terms "MODE and MODES, instead of OPERATIONAL CONDITION. This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition.
 
The purpose of CTS 3.                    6.6.2                      Applicability is to establish the Operational Conditions (i.e., ITS MODE) in which the Limiting Condition for Operation (LCO) is required. This change is acceptable because use of the term MODES or MODE in the Applicability and associated ACTIONS does not result in a technical change. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A04                                                The Applicability of CTS 3.6.6.2 is modified by Note
* which states "See Special Test Exception 3.10.5."  Special Test Exception 3.10.5 was deleted from the CTS in Amendment 35 (NRC ADAMS Accession No. ML011760360)                                                                                                                                                                                                                                ; therefore, this Note is no longer applicable. This                                                                    change is                                                                                        designated as an          administrative change and is                                                                                                                                                                                                      acceptable because the change                                                                                                              does not result in technical changes to CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
M01                                        CTS 3.6.6.2 is applicable in MODE 1 with various conditions based on power maneuvers for when primary containment oxygen concentration must be within limits. ITS 3.6.3.1 is applicable in MODES 1 and 2. In addition, the CTS 3.6.6.2 Action requires the plant to be placed in STARTUP (MODE 2) within 8 hours if primary containment oxygen concentration is not restored to within limits within 24 hours. ITS 3.6.3.1, ACTION B, requires the plant to be placed in MODE 3
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.3.1, PRIMARY CONTAINMENT OXYGEN CONCENTRATION
 
within 12 hours when primary containment oxyg                                                                                    en concentration is not restored within the allowable restoration period. This changes the CTS by requiring primary containment oxygen concentration to be maintained within limits in both MODES 1 and 2, and to place the plant in MODE 3 (in lieu of MODE 2) when primary containment oxygen concentration is not restored within the allowable restoration period.                                            This change, along with the less restrictive change to the action to restore the primary containment oxygen concentration (See Discussion of Change (DOC) L01), in the aggregate allows additional time to restore the primary containment oxygen concentration                                          to within limits.
 
The proposed changes are consistent with Revision                                          5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF-                                                568-A, Revision 2, "Revise Applicability of BWR/4 TS 3.6.2.5 and TS 3.6.3.2," dated May 21, 2019 (ADAMS Accession No. ML19141A122).                                                                                                                                                              PSEG Nuclear has reviewed the safety evaluation for TSTF-                                              568 as well as the information provided in TSTF-                                                568. PSEG Nuclear has concluded that the justifications presented in TSTF    -568 and the safety evaluation prepared by the NRC staff are applicable to                    HCGS and justify the proposed changes for the incorporation into the HCGS Technical Specifications. This change is necessary to fully adopt TSTF-                                                568, which allows 72                                            hours to restore primary containment oxygen concentration to within limits.
The proposed changes are designated as more restrictive because primary containment oxygen concentration requirements will be applicable in both MODES 1 and 2, and a plant shutdown to MODE 3 (in lieu of MODE 2) will be required when conditions are not met.
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                      (Category 4 -                      Relaxation of Required Action)                                            CTS 3.6.6.2 ACTION, in part, requires primary containment oxygen to be restored to within limits within 24                                            hours. ITS 3.6.3.1, ACTION A,            requires primary containment oxygen to be restored to within limits within 72 hours      . ITS 3.6.3.1, Required Action                                                                            A.1, contains a Note which states: "LCO 3.0.4.c is applicable."  The CTS does not include this Note. This changes the CTS by increasing the time to restore primary containment oxygen to within limits to 72 hours in lieu of 24 hours, and adopting the ITS 3.6.3.1, Required Action A                                                    .1, Note: "LCO 3.0.4.c is applicable."
This change, along with the more                                                      restrictive change to the Applicability and ACTIONS (See DOC M          01), in the aggregate,                    allows additional time to restore the primary containment oxygen concentration to within limits.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.3.1, PRIMARY CONTAINMENT OXYGEN CONCENTRATION
 
The proposed changes are consistent with Revision                                          5 of the ISTS as adopted by TSTF-                                                568-                                                                A, Revision 2. PSEG Nuclear has reviewed the safety evaluation for TSTF-                                              568 as well as the information provided in TSTF-                                              568.                                                                  PSEG Nuclear has concluded that the justifications presented in TSTF-                      568 and the safety evaluation prepared by the NRC staff are applicable to                      HCGS and justify the proposed changes for the incorporation into the HCGS Technical Specifications.                      This change is designated as less restrictive because less stringent Required Actions are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L02                                                                                                                      (Category 7 -                      Relaxation of Surveillance Frequency)  CTS 4.6.6.2 requires primary containment oxygen concentration to be verified within 24 hours after THERMAL POWER is > 15% RATED THERMAL POWER (RTP) and in accordance with the Surveillance Frequency Control Program (SFCP) thereafter.
ITS SR 3.6.3.1.1 does not stipulate a time frame based on RTP.                                            This changes the CTS by requiring verification of primary                      containment oxygen concentration only in accordance with the SFCP, consistent with the ISTS.
 
The purpose of the CTS 4.6.6.2 frequencies is to ensure the LCO requirement is met prior to the LCO being applicable. This change is acceptable because the requirement to verify primary containment oxygen is unchanged.                                  Elimination of the                                            requirement to perform this verification within 24 hours after THERMAL POWER is > 15% RTP is not significant because the normal periodic Surveillance Frequency is established in the SFCP to provide adequate assurance that requirements are being met.          If the Surveillance                      has been performed within the normal specified interval, reliance                    on the results is allowed since ITS SR 3.0.4 (CTS 4.0.4) requires only that a                                Surveillance be performed within the required Frequency prior to                      entering the applicable MODE or specified condition. The normal Frequency specified in the SFCP provides adequate assurance that the LCO requirements are satisfied. If any Surveillance has not been                                                                                      performed within this interval, entry into          the specified condition in the Applicability must be made in accordance with LCO 3.0.4. This change is consistent with the ISTS and considered adequate, pursuant to the requirements of 10 CFR 50.36(c)(3), to ensure the primary containment oxygen concentration is within limits when required. This change is designated as less restrictive because less stringent Surveillance Frequencies are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 3 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
CTS                                                                                                                                                                                      Primary Containment Oxygen Concentration 3.6.3.2 1                          1
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS 1
3.6.3.2                                                                                                                                                                        Primary Containment Oxygen Concentration 1
1 3.6.6.2                          LCO  3.6.3.2                                                                                                                                                                                                                                                                        The primary containment oxygen concentration shall be <                                                                    4.0 volume percent.
 
Applicability                    APPLICABILITY:                                                                              MODES                          1 and 2.
DOC M01
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                          REQUIRED ACTION                                                                                        COMPLETION TIME
 
Action                                A.                  Primary containment                                                            A.1                                                                        -----------                                                                                                                                                NOTE -------------
oxygen concentration                                                                                              LCO 3.0.4.c is applicable.
not within limit.                                                                                                                                                                                                  ----------------------------------
DOC L01 Restore oxygen 72                                            hours concentration to within limit.
 
Action                                B.                  Required Action and                                                            B.1                                                                        Be in MODE 3.                                    12                                            hours DOC M01                                          associated Completion Time not met.
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                FREQUENCY
 
1 4.6.6.2                              SR  3.6.3.2                                                                                                                        .1                                                                                                                                Verify primary containment oxygen concentration is [ 7 days DOC L02                                                                                            within limits.
OR
 
In accordance                                                              2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
1                                                                                                                                                    1 General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.3.2                                                                                                  -1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        Rev. 5.0 Hope Creek                                                                                                                                            Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.3.1, PRIMARY CONTAINMENT OXYGEN CONCENTRATION
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specification (ISTS) that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or  licensing basis description. In addition, ISTS 3.6.3.1, "Drywell Cooling System Fans," is not adopted in the ITS. Therefore, ISTS 3.6.3.2 and associated Bases are renumbered as ITS 3.6.3.1 to reflect this ISTS deviation.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
Primary Containment Oxygen Concentration B 3.6.3.2                                                                                                              1 1
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS 1                                                                                                                                                                                                              1 B 3.6.3.2                                                                                                              Primary Containment Oxygen Concentration
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              All nuclear reactors must be designed to withstand events that generate hydrogen either due to the zirconium metal water reaction in the core or due to radiolysis. The primary method to control hydrogen is to inert the primary containment. With the primary containment inert, that is, oxygen concentration <                                                        4.0                                                      volume percent (v/o), a combustible mixture cannot be present in the primary containment for any hydrogen concentration.
An event that rapidly generates hydrogen from zirconium metal water reaction                                            will result in excessive hydrogen in primary containment, but oxygen concentration will remain <                                                        4.0                                                      v/o and no combustion can occur.
This LCO ensures that oxygen concentration does not exceed 4.0                                                                                                                                      v/o during operation in the applicable conditions.
 
APPLICABLE                                                                                                                                                                  The                                                                    Reference                      1 calculations assume that the primary containment is  1 SAFETY                                                                                                                                                                                                                              inerted when a Design Basis Accident loss of coolant accident occurs.
ANALYSES                                                                                                                                                                        Thus, the hydrogen assumed to be released to                                                                                          the primary containment as a result of metal water reaction in the reactor core will not produce combustible gas mixtures in the primary containment.
 
Primary containment oxygen concentration satisfies Criterion                        2 of 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        The primary containment oxygen concentration is maintained <                                                          4.0                                                      v/o to ensure that an event that produces any amount of hydrogen does not result in a combustible mixture inside primary containment.
 
APPLICABILITY                                                                                          The primary containment oxygen concentration must be within the specified limit when primary containment is inerted. The primary containment must be inert in MODE 1 and                                                                  2, since this is the condition with the highest probability of an event that could produce hydrogen.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
If oxygen concentration is  4.0                                                      v/o while operating in MODE 1 or 2, oxygen concentration must be restored to <                                                                                                                            4.0                                                      v/o within 72                                                                            hours. The 72                                            hour Completion Time is allowed when oxygen concentration is 4.0                                                      v/o because of the low probability and long duration of an event that would generate significant amounts of hydrogen occurring during this period.
 
1                                                                                                          1 General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.3.2                                                                                                              -1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 Hope Creek                                                                                                      Revision XXX Primary Containment Oxygen Concentration B 3.6.3.2                                                                                                              1 1
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
A Note permits the use of the provisions of LCO  3.0.4.c.            This allowance permits entry into the applicable MODE(S) while relying on the ACTIONS.
This allowance is acceptable because i                                nerting the primary containment prevents containment access without an appropriate breathing apparatus.
Therefore, the primary containment is inerted as late as possible in the plant startup, after entering MODES 1 and                                                                              2, and de-inerted as soon as possible in the plant shutdown. It is acceptable to intentionally enter Required Action                                            A.1 prior to a shutdown in order to begin de-inerting the primary containment prior to exiting the Applicability.
 
B.1
 
If oxygen concentration cannot be restored to within limits within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply. To achieve this status, power must be reduced to MODE                          3 within 12                                            hours. The 12                                                                                                                hour Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reduce reactor power from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
1                                                                                                                      1 SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.3.2                                                                                                                        .1 REQUIREMENTS The primary containment must be determined to be inert by verifying that oxygen concentration is <                                  4.0                                                      v/o.  [                                                                  The 7                                                                                                    day Frequency is based on the slow rate at which oxygen concentration can change and on other                                                                                  2 indications of abnormal conditions (which would lead to more frequent checking by operators in accordance with plant procedures). Also, this Frequency has been shown to be acceptable through operating experience.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                        -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance                                                                                  3 Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                        ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]                                              2 U                                                                                                                                                        1 REFERENCES                                                                                                            1.                                                                  FSAR, Section                                            [6.2.5]                                                                                        . 2
 
1                                                                                    1 General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                    B 3.6.3.2                                                                                                              -2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Rev. 5.0 Hope Creek                                                                                  Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.3.1 BASES, PRIMARY CONTAINMENT OXYGEN CONCENTRATION
: 1.                                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Bases that reflect the plant specific nomenclature, number, reference, system description, analys is, or licensing basis description. In addition, ISTS 3.6.3.1, "Drywell Cooling System Fans," is not adopted in the ITS.
Therefore, ISTS 3.6.3.2 and associated Bases are renumbered as ITS 3.6.3.1 to reflect this ISTS deviation.
: 2.                                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed, and the proper plant specific information/value is inserted to reflect the current licensing basis.
: 3.                                    The Reviewer's Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.3.1, PRIMARY CONTAINMENT OXYGEN CONCENTRATION
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ATTACHMENT 14
 
ITS 3.6.4.1, Secondary C ontainm ent
 
Current Technical Specifications (  CT S) Markup and Disc us si on of Change s (DOC s)
ITS                                                                                                                                                        A01 3.6          CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                            ITS 3.6.4.1
 
3.6.4.1              3/4.6.5  SECONDARY CONTAINMENT
 
SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION The                                                                                                                                        OPERABLE LCO 3.6.4.1                3.6.5.1  SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be maintained                                                                                                                                  .                                                                                          A03 MODES                and 3.6.4.1              APPLICABILITY:                                                                  OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, 3 and *.                                                                                                                                                          A02 1st Applicability                                                                                                                                                                                  ,
ACTION:
inoperable ACTION A                    Without SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY:                                                                                                                                                                                                  to OPERABLE status.
MODE                          .
 
ACTION A                                        a.                                                                                      In OPERATIONAL CONDITION 1, 2 or 3,                                restore SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY within 4 hours or be in at least                                HOT SHUTDOWN                            within the next 12 ACTION B                                                            hours and                                          in COLD SHUTDOWN within the following 24 hours.                                                                                MODE 3                                                        L01 movement                                                            assemblies ACTION C                                        b.                                                                                      In Operational Condition *, suspend handling                                            of recently irradiated fuel in the secondary containment. The provisions of Specification                                            3.0.3 are not applicable.
Required                              Secondary containment inoperable during movement of recently                                                                                                                      LCO                    is Action C.1                          irradiated fuel assemblies in the                                secondary containment. Immediately NOTE                    SURVEILLANCE REQUIREMENTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Add proposed Required Action B.1 NOTE L01 OPERABLE LCO 3.6.4.1                4.6.5.1 SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be                                                                                                              demonstrated by:
 
SR 3.6.4.1.1                                    a.                                                                                      Verifying in accordance with the Surveillance Frequency Control Program that the reactor building                                          is at a negative pressure**                    .
secondary containment SR 3.6.4.1.2                                    b.                                                                                      Verifying in accordance with the Surveillance Frequency Control Program that:
SR 3.6.4.1.3 SR 3.6.4.1.2                                                      1.                                                                                    All secondary containment equipment hatches and blowout panels are                                                                                        L02 closed and sealed.
secondary containment access                                                                        opening SR 3.6.4.1.3                                                      2.                                                                                      a.                                                                                    For double door arrangements, at least one door in each access to the secondary containment is closed except when the access Verify                      opening is being used for entry and exit.
one secondary containment access                                                                            opening
 
SR 3.6.4.1.3                                                                          b.                                                                                    For single door arrangements, the door in each access to the secondary containment is closed except for routine                      entry and exit.
when the access opening is being used
: 3.                                                                                    All secondary containment penetrations not capable of being closed by                                                                          See ITS OPERABLE secondary containment automatic isolation dampers/valves                                                                                                                                          SR 3.6.4.2.1 and required to be closed during accident conditions are closed by valves, blind flanges, or deactivated automatic dampers/valves secured in position.
 
During movement of                                                      assemblies 3.6.4.1
* When                                                                    recently irradiated fuel is being handled in the secondary containment.
2nd Applicability                                                                                                                                                                                                FRVS
 
SR 3.6.4.1.1              **                                                                                      Not required to be met for 4 hours if analysis demonstrates four filtra                    tion recirculation NOTE                                      and ventilation system (FRVS) recirculation units and one ventilation unit of the FRVS are capable of establishing the required secondary containment vacuum.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-47                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 218 ITS                  CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                              A                                                                                                                                                          ITS 3.6.4.1
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS (Continued)
 
S                                            c.                                                                                        In accordance with the Surveillance Frequency Control Program :
SR 3.6.4.1.5                                                                                                                                      i                                          VS SR 3.6.4.1.4                                                                  1.                                                                                                                      Verifying that            four filtration recirculation and ventilation system                                                                                                                                    (FRVS            )
recirculation units and one ventilation unit of the filtration recirculation and ventilation system will draw down the                                                                                        secondary containment to greater than or equal to                                            0.25                                                                            inches of vacuum water gauge in less than or equal to                                  375                                                                  seconds, and                                                                            cawn do Vi            i                                                VS SR 3.6.4.1.5                                                                  2.                                                                                      Operating                                              four filtration recirculation and ventilation system (FRVS) recirculation units and one ventilation unit of the filtration recirculation and ventilation system for four hours and maintaining                                                                  greater than or equal to                                                                                                                                  1          3 0.25                                                                            inches of vacuum water gauge in the                                                                                        secondary containment at a flow rate not exceeding                                                                                                              3324                                                                                        CFM.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-48                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.1, SECONDARY CONTAINMENT
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                  In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433, Rev. 5.0, "Standard Technical Specifications                                                                                      - General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                      CTS 3.6.5.1 Applicability states, in part,  OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, 3, and *. ITS 3.6.4.1 Applicability states, in part, MODE S 1, 2, and 3. This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition. CTS 3.6.5.1 Applicability Footnote
* states When recently irradiated fuel is being handled in the secondary containment. ITS 3.6.4.1 Applicability states, in part,    During movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment.
This changes the CTS by incorporating ITS terminology during movement of recently irradiated fuel in lieu of CTS terminology w                        hen recently irradiated fuel is being handled.
 
The purpose of CTS 3.6.5.1 Applicability is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE)  and other applicable conditions in which the LCO is required.
This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed, and the modified terminology does not change the intent of the Applicability condition. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS LCO 3.6.5.1 Action states  SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be maintained. ITS LCO 3.6.4.1 states      The secondary containment shall be OPERABLE. This changes the CTS by deleting the SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY definition. The SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY definition                                            is deleted from the HCGS ITS. This change is acceptable because the Secondary Containment Integrity definition requirements are addressed                                            in the Specifications and associated Bases for the Secondary Containment (ITS 3.6.4.1), Secondary Containment Isolation Dampers (SCIDs)
(ITS 3.6.4.2), and Filtration Recirculation and Ventilation System (FRVS)                                                                                        (ITS 3.6.4.3).
 
The change is designated as administrative because the requirements contained in the CTS definitions are addressed in ITS Limiting Conditions for Operation (LCOs) and associated Surveillance Requirements for the ITS 3.6, Containment Systems.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.1, SECONDARY CONTAINMENT
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
None
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                    (Category 4 -                      Relaxation of Required Action) CTS 3.6.5.1 Action a requires                                                                the plant to be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24 hours when the Actions or Completion Times cannot be met. ITS 3.6.4.1          ACTION B requires the unit to be placed in MODE 3 within 12 hours when the Required Action and associated Completion Tims of Condition A is          not met. This changes the CTS by removing the requirement to be in COLD SHUTDOWN (ITS MODE 4) within the following 24 hours, changing the end state of CTS shutdown actions from COLD SHUTDOWN within the following 24 hours to MODE 3 within 12 hours.
 
The purpose of the CTS actions is to place the plant in a MODE in which overall plant risk is minimized. This change is acceptable because placing the plant in MODE 3 provides for a similar or lower risk than placing the plant in MODE 4, although voluntary entry into MODE 4 is acceptable. In addition, remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. ITS 3.6.4.1 Required Action B                                                      .1 is modified by the addition of a Note prohibiting entry into the end state MODE within the Applicability during startup using the provisions of LCO 3.0.4.a to provide assurance that entry into the end state MODE during startup is not made without the appropriate risk assessment.
The addition of ITS 3.6.4.1            ACTION B is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF-                                            423-                                                                  A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC-32988-                                                                                                            A, dated September 16, 2014. (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the guidance of NUMARC 93-01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF-                                              IG                                            02, Implementation Guidance for TSTF-                                                  423, Rev. 1, Technical Specifications End States, NEDC-32988-                    A, upon implementation of the end state requirements. The change is designated less restrictive because a less restrictive completion time is imposed when the specified Required Actions cannot be met.
 
L02                                                                                              (Category 5 -          Deletion of Surveillance Requirement)  CTS 4.6.5.1.b.1 requires, in part, verifying all secondary containment blowout panels are closed and sealed.
ITS 3.6.5.1 does not include a Surveillance to verify all secondary containment
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 3 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.1, SECONDARY CONTAINMENT
 
blowout panels are closed and sealed. This changes the CTS by deleting Surveillance                      Requirement to verify the blowout panels.
 
The purpose of the CTS Surveillance is to periodically verify the secondary containment isolation devices are closed and sealed. This test is intended to address penetrations that are potentially disturbed during plant operation (e.g.,
doors and hatches). Blowout panels are installed and sealed as part of post maintenance testing and are not normally          altered during plant operation.
Therefore, it is unnecessary to periodically verify the secondary isolation devices are closed and sealed. This change is consistent with the ISTS and acceptable because ITS SRs 3.6.4.1.4 and 3.6.4.1.5 ensure the secondary containment can be drawn down and maintained within the required vacuum limit using the FRVS, which would detect if a blowout panel was not closed or properly sealed.
Therefore, the surveillance testing retained in the ITS associated with secondary containment will continue to assure, pursuant to the requirements of                                                                10 CFR 50.36(c)(3), that facility operation will be within safety limits and that the secondary containment limiting condition for operation will be met. This change i        s designated as less restrictive because Surveillances which are required in the CTS will not be required in the ITS.
 
L03                                                                                                                    (Category 6 -                      Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria) CTS 4.6.5.1.c.2 requires operating four FRVS recirculation units and one FRVS ventilation unit for four hours and maintaining                                                                          0.25 inches of vacuum water gau                                          ge in the secondary containment at a flow rate not exceeding 3324 CFM. ITS SR 3.6.4.1.5 requires verifying the secondary containment can be maintained 0.25 inch of vacuum water gauge for 1 hour using four FRVS recirculation units and one FRVS ventilation unit one at a flow rate  3324 cfm. This changes the CTS FRVS operational test requirement                                          from 4 hours to 1 hour.
 
The purpose of CTS          4.6.5.1.c.2                      is to verify the secondary containment                                leak tightness. The principal design basis accidents for which credit is taken for secondary containment OPERABILITY are a loss of coolant accident (LOCA) and a fuel handling accident involving handling recently irradiated fuel. For the secondary containment to be considered OPERABLE, it must have adequate leak tightness to ensure that the required vacuum can be established and maintained                                                                    to ensure that the release of radioactive materials from the primary containment is restricted to those leakage paths and associated leakage rates assumed in the accident analysis and that fission products entrapped within the secondary containment structure will be treated by FRVS          prior to discharge to the environment. The 1 hour test period allows secondary containment to be in thermal equilibrium at steady state conditions. This change is acceptable because                      the LOCA design basis analysis heat          transfer to the outside environment is assumed to be zero and the reactor building                                                                                                  is in thermal equilibrium at the beginning of the (LOCA)          pressure                      transient. This includes heat load contributions from the primary containment. Since the drawdown of the reactor building pressure by the FRVS is completed                                          within the first 375 seconds following a LOCA, there is insufficient time for                                                                                        the temperature transient associated with the LOCA to propagate through the                                primary containment wall to secondary containment. This change is designated as less restrictive because less stringent Surveillance Requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 3 Improv e d Sta ndard Tec hnic al Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFD s)
[Secondary] Containm ent CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.4.1
 
3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.5. 1                  3.6.4.1                                                                      [Secondary ] Containm ent
 
3.6.5. 1                  LCO  3.6.4.1                                                                                                                                              The [secondary ] containment shall be OPERABLE.
2
 
Applicability              APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                        3, Applicability                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  During movement of    [recently] irradiated fuel assemblies in the Footnot e *                                                                                              [secondary] containment .
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                  REQUIRED ACTION                                                                              COMPLETION TIME
 
Action a                      A.                    [Secondary ] containm ent                                            A.1                                                                        Restore  [secondary]                    4 hours                                                                                2 inoperable in MODE  1 ,                                                                                  containment to OPERABLE 2, or 3.                                                                                                status.
 
Action a                      B.                    Required Action and                                                  B.1                                                                        ---------------NOTE                      --------------
DOC                    L01                associated Completion                                                                                                                                                                                      LCO 3.0.4.a is not Time of Condition                        A not                                                          applicable when entering m et.                                                                                                    MODE 3.
 
DOC L01                                                                                                                                                                                                                                            Be in MODE 3. 12                                            hours
 
Action b                      C.      [Secondary ] containm ent                                                          C.1                                                                      ---------------NOTE                      --------------
inoperable during                                                                                                                                                                                          LCO 3.0.3 is not applicable.
movement of [          recently]                                                                                                                                                                          -------------------------------------
irradiated fuel                                                                                                                                                                                                                                                                            2 assemblies in the                                                                                                                                                                                              Suspend movement of Imm ediately
[secondary]                                                                                              [recently] irradiated fuel containment.                                                                                            assemblies in the
[secondary] containment.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.4.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                    Amendment XXX
[Secondary] Containm ent CTS                                                                                                                                                                                                                                                                3.6.4.1
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                          FREQUENCY four  Filtration Recirculation and Ventilation System (FR VS) recirculat ion units and one FRVS v ent ilation unit ar e                                                                                                                                                                3 4.6.5. 1. a                  SR  3.6 .4 .1 .1                                                                                                                    [ ----------------------------NOTE      ------------------------------
Footnot e **                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              Not required to be met for 4                                    hours if analysis dem onstrates one standby gas treatm  ent (SGT)                                                                                                                                                                            2 subsystem is capable of establishing the required
[secondary] containment vacuum  .
 
4.6.5. 1. a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Verify [secondary ] containm ent vacuum is [ 24 hours
[0.25]                                            inch of vacuum water gauge.                                                                                                                                            4 at a negat ive pressur e                                                                                                                OR
 
In accordance                                                          2 with the Surveillance Frequency Control Program                                ] ]
 
4.6.5. 1. b                SR  3.6 .4 .1 .2                                                                                                                          Verify all [secondary] containment equipment                  [ 31 days 4.6.5. 1. b. 1                                                                    hatches are closed and sealed.
DOC L02                                                                                                                                                                                                                              OR
 
In accordance                                                          2 with the Surveillance Frequency Control Program  ]
 
4.6.5. 1. b                  SR  3.6 .4 .1 .3                                                                                                                          Verify one  [secondary] containment access door in            [ 31 days 4.6.5. 1. b. 2.a                                                                    each access opening is closed, except when the 4.6.5. 1. b. 2.b                                                                    access opening is being used for entry and exit      .                                                                                              OR
 
In accordance                                                          2 with the Surveillance Frequency Control Program  ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.4.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                            Amendment XXX
[Secondary] Containm ent CTS                                                                                                                                                                                                          3.6.4.1
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                              FREQUENCY
 
4.6.5. 1.c. 1        SR  3.6 .4 .1 .4                                                                                                                    [ V e rif y [secondary] containment can be drawn down [ [18] months on a to  [0.25] inch of vacuum water gauge in                                                                            STAGGERED
[120] seconds using  one SGT subsystem.                                                                            TEST BASIS for 375                                    four FRVS rec irculation units                                          each  subsystem                                          3 and one FRVS      ventilation unit OR 2
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program                                ] ]
 
4.6.5. 1.c. 2          SR  3.6 .4 .1 .5                                                                                                                  Verify the [            secondary] containment can be [ [18] months on a DOC L03                                                          maintained  [0.25] inch of vacuum water gauge for                                                                  STAGGERED 1 hour using one SGT subsystem                                    at a flow rate                                    TEST BASIS for
[4000] cfm .                  four  FRV S rec irculation units                                                      each SGT                                                3 3324                    and one FRVS      ventilation unit                                                    subsystem
 
OR                                                      2
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program  ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.4.1-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                      Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.4.1,                                                                                                                                    SECONDARY CONTAINMENT
: 1.                                                      Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                                                                              reflect the plant-specific nomenclature, number, reference, system description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                                                      The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4 vintage plants. The brackets are removed,                                              and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
: 3.                                                      ISTS SR 3.6.4.1.1 is modified in the ITS from one Standby Gas Treatment (SGT) subsystem to four F          iltration Recirculation and Ventilation                                                                                                                                                              System (FRVS) recirculation units and one FRVS ventilation unit. ISTS SR 3.6.4.1.4, and SR 3.4.6.1.5 are modified in the ITS from one SGT subsystem to four FRVS recirculation units and one FRVS ventilation unit. This deviation reflects the Hope Creek Generating Station (HCGS) secondary containment atmosphere cleanup design.
FRVS provides the equivalent level of secondary containment protection as the SGT System specified in the ISTS. A minimum of four FRVS recirculation units and one FRVS ventilation unit are required to maintain the secondary containment at a negative pressure with respect to the environment and to process gaseous releases.
: 4.                                                      ISTS SR 3.6.4.1.1 is modified in the ITS to verify the secondary containment is at a negative pressure instead of specifying a specific vacuum value, consistent with HCGS current licensing basis.                        Accident analysis does not assume an initial                                                        negative pressure in the secondary containment. R eleases into the secondary containment are assumed to leak directly to the environment as a ground level release with no filtration                                            for 375                                                                  seconds until the FRVS establishes the required negative pressure.
License Amendment                                                        218, dated September 6, 2019 (NRC ADAMS Accession No. ML19205A306), revised secondary containment surveillance requirements to adopt Technical Specification Task Force (TSTF)  Traveler TSTF-551-A, Revision                                                                                                                                                                                        3. As indicated in Section 3.1 of the safety evaluation accompanying License Amendment 218, the NRC acknowledged that the acceptance criterion of the secondary containment vacuum verification is to maintain the reactor building at a negative pressure instead of a specific value of water gauge.                                                                                                                                                The NRC concluded                                                                                                            that the requirements associated with License Amendment 218, which include revisions of the secondary containment Surveillances,            were acceptable with respect to the radiological consequences of DBAs.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) B ases Mar kup and Justification for Deviations (JFD s)
 
[Secondary] Containment                          2 B 3.6.4.1
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.4.1  [Secondary] Containment                                                                                                                          2
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                The function of the [secondary] containment is to contain, dilute, and hold up fission products that may leak from primary containment following a Filtration Recirculation  and      Design Basis Accident (DBA). In conjunction with operation of the Ventilation System (FRVS)          Standby Gas Treatment (SGT) System and closure of certain valves                                                          3 whose lines penetrate the [                                secondary] containment, the [          secondary]
containment is designed to reduce the activity level of the fission products prior to release to the environment and to isolate and contain fission products that are released during certain operations that take place inside primary containment, when primary containment is not required to be OPERABLE, or that take place outside primary containment.
 
The [secondary] containment is a structure that completely encloses the primary containment and those components that may be postulated to contain primary system fluid. This structure forms a control volume that serves to hold up and dilute the fission products. It is possible for the pressure in the control volume to rise relative to the environmental pressure (e.g., due to pump and motor heat load additions). To prevent ground level exfiltration while allowing the [secondary] containment to be designed as a conventional structure, the [          secondary] containment requires support systems to maintain the control volume pressure at less                                                  2 than the external pressure. Requirements for these systems are specified separately in LCO 3.6.4.2, "Secondary Containment Isolation Dampers (SCIDs)          Valves (SCIVs)," and LCO 3.6.4.3, "Standby Gas Treatment (SGT)                                                  1        3 System."                                  Filtration Recirculation and Ventilation System (FRVS)
 
APPLICABLE                                                                                                                                    There are two principal accidents for which credit is taken for [secondary]
SAFETY                                                                                                                                                                                                                  containment OPERABILITY. These are a loss of coolant accident ANALYSES                                                                                                                                                                      (LOCA) (Ref. 1) and a fuel handling accident [involving handling recently irradiated fuel (i.e., fuel that has occupied part of a critical reactor core 24 hours        within the previous [X] days)] inside [secondary] containment (Ref. 2).
The [secondary] containment performs no active function in response to each of these limiting events; however, its leak tightness is required to ensure that the release of radioactive materials from the primary containment is restricted to those leakage paths and associated leakage rates assumed in the accident analysis and that fission products entrapped within the [          secondary] containment structure will be treated by the SGT System prior to discharge to the environment.                                                                      3 FRVS
[Secondary] containment satisfies Criterion                                          3 of 10 CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                  Revision XXX
[Secondary] Containment                          2 B 3.6.4.1
 
BASES
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    An OPERABLE [                                    secondary] containment provides a control volume into which fission products that bypass or leak from primary containment, or are released from the reactor coolant pressure boundary components located in [secondary] containment, can be diluted and processed prior to release to the environment. For the [secondary] containment to be considered OPERABLE, it must have adequate leak tightness to ensure that the required vacuum can be established and maintained.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a LOCA could lead to a fission product release to primary containment that leaks to [                                secondary] containment. Therefore,
[secondary] containment OPERABILITY is required during the same operating conditions that require primary containment OPERABILITY.                                                            2
 
In MODES 4 and 5, the probability and consequences of the LOCA are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. Therefore, maintaining [                                                      secondary] containment OPERABLE is not required in MODE 4 or 5 to ensure a control volume, except for other situations for which significant releases of radioactive material can be postulated, such as during movement of [recently] irradiated fuel assemblies in the [                                                      secondary] containment. [Due to radioactive decay, secondary containment is only required to be OPERABLE during fuel handling involving handling recently irradiated fuel (i.e., fuel that has occupied part of a critical reactor core within the previous        [X] days).]
24 hours
                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
The addition of the term "recently" associated with handling irradiated fuel in all of the containment function Technical Specification requirements is                                                    5 only applicable to those licensees who have demonstrated by analysis that after sufficient radioactive decay has occurred, off                                                    -site doses resulting from a fuel handling accident remain below the Standard Review Plan limits (well within 10 CFR                            100).
 
Additionally, licensees adding the term "recently" must make the following commitment which is consistent with NUMARC 93-01, Revision [                                                      4F],
Section 11.3.6.5, "Safety Assessment for Removal of Equipment from Service During Shutdown Conditions," subheading "Containment -
Secondary (BWR)."
 
                                  "The following guidelines are included in the assessment of systems removed from service during movement of irradiated fuel:
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                  Revision XXX
[Secondary] Containment                            2 B 3.6.4.1
 
BASES
 
APPLICABILITY  (continued)
 
                                  -During fuel handling/core alterations, ventilation system and radiation monitor availability (as defined in NUMARC 91        -06) should be assessed, with respect to filtration and monitoring of releases from the fuel.                                                              5 Following shutdown, radioactivity in the fuel decays away fairly rapidly.
The basis of the Technical Specification operability amendment is the reduction in doses due to such decay. The goal of maintaining ventilation system and radiation monitor availability is to reduce doses even further below that provided by the natural decay.
 
                                  -A single normal or contingency method to promptly close                    primary or secondary containment penetrations should be developed. Such prompt methods need not completely block the penetration or be capable of resisting pressure.
 
The purpose of the "prompt methods" mentioned above are to enable ventilation systems to draw the release from a postulated fuel handling accident in the proper direction such that it can be treated and monitored."
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
If [secondary] containment is inoperable, it must be restored to OPERABLE status within 4 hours. The 4                                hour Completion Time provides a period of time to correct the problem that is commensurate with the                                                              2 importance of maintaining [secondary] containment during MODES 1, 2, and                                                                  3. This time period also ensures that the probability of an accident (requiring [secondary] containment OPERABILITY) occurring during periods where [          secondary] containment is inoperable is minimal.
 
B.1
 
                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------
Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the                                                                  4 following commitments:
: 1.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effectiveness of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision [4F]                                                      .
: 2.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-                                              IG-                                        05-                                            02, Implementation Guidance for TSTF-                                                        423, Revision 2, "Technical Specifications End States, NEDC-32988-                                                                                                            A," November 2009.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                      Revision XXX
[Secondary] Containment                      2 B 3.6.4.1
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
If [secondary] containment cannot be restored to OPERABLE status                                                  2 within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which overall plant risk is minimized. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref. 3),
because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-                          risk state.
 
Required Action                                          B.1 is modified by a Note that states that LCO 3.0.4.a is not applicable when entering MODE 3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO 3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration                                            of the results, determination of the acceptability of entering MODE 3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO          3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time is                                reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
C.1
 
Movement of [          recently] irradiated fuel assemblies in the [                                                      secondary]
containment can be postulated to cause significant fission product release to the [                                                      secondary] containment. In such cases, the [                                secondary] 2 containment is the only barrier to release of fission products to the environment. Therefore, movement of [recently] irradiated fuel assemblies must be immediately suspended if the [        secondary]
containment is inoperable.
 
Suspension of these activities shall not preclude completing an action that involves moving a component to a safe position.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                              Revision XXX
[Secondary] Containment                                2 B 3.6.4.1
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
Required Action                                          C.1 has been modified by a Note stating that LCO 3.0.3 is not applicable. If moving [                                                      recently] irradiated fuel assemblies while in MODE 4 or 5, LCO 3.0.3 would not specify any action. If moving
[recently] irradiated fuel assemblies while in MODE 1, 2, or 3, the fuel movement is independent of reactor operations. Therefore, in either case, inability to suspend movement of [recently] irradiated fuel assemblies would not be a sufficient reason to require a reactor shutdown.
 
SURVEILLANCE                                                                            [ SR  3.6.4.1.1 REQUIREMENTS This SR ensures that the [          secondary] containment boundary is sufficiently leak tight to preclude exfiltration under expected wind conditions.
 
The SR is modified by a Note which                                states the SR is not required to be four FRVS recirculation units              met for up to 4 hours if an analysis demonstrates that          one SGT                                                                    3 and one FRVS ventilation unit              subsystem remains                    capable of establishing the required [                                                                                                            secondary]
containment vacuum. Use of the Note is expected to be infrequent but pressure may be zero            may be necessitated by situations in which [        secondary] containment or slightly positive          vacuum may be less                                                                than the required containment vacuum, such as, but      6 not limited to, wind                        gusts or failure or change of operating normal ventilation subsystems. These conditions do not indicate any change in                                                                    2 the leak tightness of the [                                                    secondary] containment boundary. The                                analysis should consider the actual conditions (equipment configuration, temperature, atmospheric pressure, wind conditions, measured
[secondary] containment vacuum, etc.) to determine whether, if an accident requiring [secondary] containment to be OPERABLE                          were to four FRVS recirculation units            occur, one train of SGT could establish the assumed [                                                      secondary]                      3 and one FRVS ventilation unit            containment vacuum within the time assumed in the accident analysis. If so, the SR may be considered met for a period up to 4 hours. The 4 hour limit is based on the expected short duration of the situations when the Note would be applied.
 
[ The 24                                                      hour Frequency of this SR was developed based on operating experience related to [secondary] containment vacuum variations during the applicable MODES and the low probability of a DBA occurring between surveillances.
 
Furthermore, the 24                                                      hour Frequency is considered adequate in view of other indications available in the control room, including alarms, to alert the operator to an abnormal [secondary] containment vacuum condition.
 
OR
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                        Revision XXX
[Secondary] Containment                                          2 B 3.6.4.1
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                            -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                  5 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                            ----------------------------------------------------------------------------------------------        ] ]
 
SR  3.6.4.1.2
 
Verifying that [secondary] containment equipment hatches are closed ensures that the infiltration of outside air of such a magnitude as to prevent maintaining the desired negative pressure does not occur and provides adequate assurance that exfiltration from the [secondary]
containment will not occur. In this application, the term "sealed" has no connotation of leak tightness.                                                                                                                                      2
 
[ The 31                                                      day Frequency for this SR has been shown to be adequate, based on operating experience, and is considered adequate in view of the other indications of hatch status that are available to the operator.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                            -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the                                                                                            5 Surveillance Requirement.
                                            ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                      Revision XXX
[Secondary] Containment                        2 B 3.6.4.1
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SR  3.6.4.                      1.3
 
Verifying that one          [secondary] containment access door in each access opening is closed provides                                                      adequate assurance that exfiltration from the
[secondary] containment will not occur. An access opening contains at least one inner and one outer door.  [In some cases, [secondary]
containment access openings are shared such that there are multiple inner or outer doors.]  The intent is to not breach the [                                                                            secondary]
containment, which is achieved by maintaining the inner or outer portion of the barrier closed except when the access opening is being used for entry and exit.
 
[ The 31                                                      day Frequency for this SR has been shown to be adequate, based on operating experience, and is considered adequate in view of the                                                2 other indications of door status that are available to the operator.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                    5 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                    ------------------------------------------------------------------------------------------      ------ ]
 
[SR  3.6.4.1.4 and                    ] SR  3.6.4.1.5 FRVS                                                                                                        3 The SGT System exhausts the [                                                      secondary] containment atmosphere to Any combination of four FRVS        the environment through appropriate treatment equipment. Each SGT                                                      3 recirculation units and one      subsystem is designed to draw down pressure in the [        secondary]
FRVS ventilation unit are        containment to  [0.25] inches of vacuum water gauge in                                                                                                    [120] seconds and maintain pressure in the [          secondary] containment at  [0.266] inches                              375 of vacuum water gauge for 1 hour at a flow rate  [4000] cfm. To ensure                                      0.25 that all fission products released to the [          secondary] containment are                                3324 treated, [SR 3.6.4.1.4 and] SR 3.6.4.1.5 verify that a pressure in the
[secondary] containment that is less than the lowest postulated pressure external to the [secondary] containment boundary can [rapidly] be
[established and] maintained. When the SGT System is operating as designed, the establishment and maintenance of [secondary] containment FRVS
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                Revision XXX
[Secondary] Containment                                2 B 3.6.4.1
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)                                                                    four FRVS recirculation units and one FRVS ventilation unit pressure cannot be accomplished if the [secondary] containment boundary is not intact.  [Establishment of this pressure is confirmed by SR 3.6.4.1.4, which demonstrates that the [                                                      secondary] containment can be drawn down to  [0.25] inches of vacuum water gauge in 375          [120] seconds using one SGT subsystem                                                      .]  SR 3.6.4.1.5 demonstrates that the pressure in the [          secondary] containment can be maintained 0.25          [0.266] inches of vacuum water gauge for 1 hour using one SGT 3324        subsystem at a flow rate                        [4000] cfm. The 1 hour test period allows
[secondary] containment to be in thermal equilibrium at steady state conditions. The primary purpose of these SR[s]                    is to ensure [secondary]
containment boundary integrity. The secondary purpose of these SR[s]                    is four FRVS recirculation units              to ensure that the SGT subsystem          being tested functions as designed.
and one FRVS ventilation unit              There is a separate LCO with Surveillance Requirements which serves                                                                        2 the primary purpose of ensuring OPERABILITY of          the SGT System. The FRVS        inoperability of the SGT System does not necessarily constitute a failure of these Surveillance[                    s]                    relative to the [          secondary] containment FRVS OPERABILITY.  [ These SR[s] need not be performed with each SGT subsystem. The SGT subsystem used for these Surveillance[s] is staggered to ensure that in addition to the requirements of LCO 3.6.4.3, either SGT subsystem will perform this test. Operating experience has shown the [secondary] containment boundary usually passes these Surveillance[s] when performed at the [18] month Frequency. Therefore, the Frequency was concluded to be acceptable from a reliability standpoint.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                            -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                            5 description, given above, and the                                          appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                            ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
REFERENCES                                                                                                  1.                                  FSAR, Section [15.1.39]. 15.6.5 1    2 U
: 2.                                  FSAR, Section [15.1.41]. 15.7.4 1 2 U
: 3.                                  NEDC-                                                        32988-                                                                                                            A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk-Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.1-8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.4.1 BASES, SECONDARY CONTAINMENT
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
: 3.                    ISTS 3.6.4.1 Bases is modified in the ITS from Standby Gas Treatment (SGT) subsystems                    to Filtration Recirculation and V                                  entilation System (FRVS) recirculation units and FRVS ventilation unit  s consistent with the Hope Creek Generating Station (HCGS) secondary containment atmosphere cleanup design. FRVS provides the equivalent level of secondary containment protection as the SGT System          specified in the ISTS. A minimum of four FRVS recirculation units and one FRVS ventilation unit are required to maintain the secondary containment at a negative pressure with respect to the environment and to process gaseous releases        .
: 4.                    Hope Creek is adopting TSTF  -423-A, Technical Specification End States, consistent with ISTS 3.6.4.1 ACTION B. The addition of ITS ACTION B            is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF -423-A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC      -32988-A, dated September 16, 2014. (ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the guidance of NUMARC 93-01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)). PSEG Nuclear will also follow the guidance established          in  TS TF-IG-                                          05-                                              02, Implementation Guidance for TSTF      -423, Rev. 1, Technical Specifications End States, NEDC-32988-A, upon implementation of the end state requirements.
: 5.                    The Reviewers Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
: 6.                      ISTS SR 3.6.4.1.1 is revised            in the ITS to verify the secondary containment is at a negative pressure instead of specifying a specific vacuum value, consistent with HCGS current licensing basis. The ISTS SR    3.6.4.1.1 Bases discussion is revised                in the ITS, as necessary, to support the change to the Surveillance                                        .
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.4 .1, SECONDARY CONTAINMENT
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 15
 
ITS 3.6.4.2, Secondary C ontainm ent Isolation Dam pers (SCID s)
 
Current Technical Specifications (  CT S) Markup and Disc us si on of Change s (DOC s)
ITS                                                                                                                                            A01 3.6          CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                          ITS 3.6.4.2
 
3.6.4.2            SECONDARY CONTAINMENT                                                            AUTOMATIC        ISOLATION DAMPERS                                                                        (SCIDs)
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION Each LCO 3.6.4.2                3.6.5.2  The                    secondary containment                              ventilation system (RBVS) automatic        isolation dampers shown in                                                                                          A02          LA01 Table 3.6.5.2-                    1 shall be OPERABLE with isolation times less than or equal to the times shown in Table 3.6.5.2-1.                                                                                                      MODES A03 3.6.4.2              APPLICABILITY:                                          OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, 3 and                                                  *.                                    Add proposed ACTION NOTE 1                                        L01 1st Applicability                                                                                                                                                    ,
ACTION: One or more penetration flow paths with                                                                                                                                            Add proposed ACTION NOTE 2 and 3                                            A04 SCID ACTION A                    With one                                      or more                      of the secondary containment ventilation system automatic isolation dampers shown in                                                                                            LA01 Table 3.6.5.2-                    1 inoperable,                    maintain at least one isolation damper OPERABLE in each affected penetration that is open and                  within 8                                                  hours either:
Add proposed ACTION B                              M02
: a.                                                                                          Restore the inoperable dampers to OPERABLE status, or the                                      flow path                                        closed and                    automatic                  ,                                A05 Required Action A.1                              b.                                                                                          Isolate each affected penetration by use of at least one deactivated damper secured in the isolation position, or damper            ,                            A01 Required Action A.1                              c.                                                                                            Isolate each affected penetration by use of at least one                  closed manual valve          or blind flange.                                                                                            Add proposed Required Action A.2 and associated NOTES                                                              M01 Required Action and associated Completion Time of Condition A or B not met in                                                                        MODE ACTION C                  Otherwise, in                    OPERATIONAL CONDITION 1, 2 or 3, be in at least          HOT SHUTDOWN                          within the next 12                                        hours and in COLD SHUTDOWN                                                        within the following                                        24 hours. MODE 3 MODE 4                          immediately                            movement                              36                                      assemblies ACTION D                Otherwise, in Operational Condition *, suspend handling                                        of recently irradiated fuel in the secondary                                                                                                                          A06 containment. The provisions of Specification 3.0.3 are                    not applicable.
LCO                      is Required Action and associated Completion Time of Condition A                                                            or B not met during SURVEILLANCE REQUIREMENTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment. A01 SCID LCO 3.6.4.2                4.6.5.2  Each secondary containment                                                    ventilation system automatic        isolation damper shown in Table 3.6.5.2-1 shall be demonstrated                                                  OPERABLE:
 
a                                                                                                    Prior to returning the damper to service after maintenance, repair or replacement work is performed on the damper or its associated actuator, control or power circuit by cycling                                                                                                                                        L02 the damper through at least one complete cycle of full travel and verifying the specified isolation time.
 
SR 3.6.4.2.3                                    b.                                                                                          In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by verifying that on a                                                                  L03 containment isolation test signal each isolation damper                              actuates to its isolation position.
an actual or simulated actuation                                                                  automatic SCID                                            the SR 3.6.4.2.2                                    c.                                                                                            By verifying the isolation time to be                                                                                                              within its limit in accordance with the Surveillance Frequency Control Program.                                                      is                              s of each power operated, automatic SCID is
 
During movement of                                            assemblies 3.6.4.2
* When recently irradiated fuel is being handled                                        in the secondary containment.
2nd Applicability
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        3/4 6-49                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 213 TABLE                          3.6.5.2-1                                                                                                                                      ITS 3.6.4.2
 
SECONDARY CONTAINMENT VENTILATION SYSTEM AUTOMATIC ISOLATION DAMPERS
 
ISOLATION GROUP NO. 19
 
MAXIMUM ISOLATION TIME DAMPER FUNCTION                                                                                                                                                                                (Seconds)
: 1.                        Reactor Building Ventilation Supply                                                                                                                                              7 Damper HD-9370A
: 2.                        Reactor Building Ventilation Supply                                                                                                                                              7                                                                            LA01 Damper HD-9370B
: 3.                        Reactor Building Ventilation Exhaust                                                                                                                                            7 Damper HD-9414A
: 4.                        Reactor Building Ventilation Exhaust                                                                                                                                            7 Damper HD-9414B
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-50                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Amendment No. 6 ITS        3.6          CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                              A01 ITS 3.6.4.2 3/4.6.5  SECONDARY CONTAINMENT
 
SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY                                                                                                    3.6.4.2 Secondary Containment Isolation Dampers (SCIDs)
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION See 3.6.5.1  SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be maintained.                                                                                                                                                                                                                ITS 3.6.4.1
 
APPLICABILITY:                                                                    OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, 3 and *.
 
ACTION:
 
Without SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY:
: a.                                                                                                                      In OPERATIONAL CONDITION 1, 2 or 3, restore SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY within 4                                                        hours or be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                                                                    hours.
: b.                                                                                                                      In Operational Condition *, suspend handling of recently irradiated fuel in the secondary containment. The provisions of Specification 3.0.3 are not applicable.
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
4.6.5.1 SECONDARY CONTAINMENT INTEGRITY shall be demonstrated by:
: a.                                                                                      Verifying in accordance with the Surveillance Frequency Control Program that the reactor building is at a negative pressure**.
: b.                                                                                                                      Verifying                                            in accordance with the Surveillance Frequency Control Program  that:
: 1.                                                                                                                      All secondary containment equipment hatches and blowout panels are closed and sealed.
: 2.                                                                                                                      a.                                                                                                                      For double door arrangements, at least one door in each access to the secondary containment is closed                                            except when the access opening is being used for entry and exit.
: b.                                                                                                                      For single door arrangements, the door in each access to the secondary containment is closed except for routine entry and exit.
manual valve and damper that is not locked, sealed, or otherwise secured and is SR 3.6.4.2.1                                                      3.                                                                                                                      All secondary containment penetrations not capable of being closed by Verify each                    OPERABLE secondary containment automatic isolation dampers/valves                                                                                                                                                      A02 and                                                                  required to be closed during accident conditions are            closed by valves, blind flanges, or deactivated automatic dampers/valves secured in position.                                                                                                                                                is Add proposed SR 3.6.4.2.1 NOTES 1 and 2 L04
* When recently irradiated fuel is being handled in the secondary containment.
See
                          **                                                                                        Not required to be met for 4 hours if analysis demonstrates four filtration recirculation                                                                                          ITS 3.6.4.1 and ventilation system (FRVS) recirculation units and one ventilation unit of the FRVS are capable of establishing the required secondary containment vacuum.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-47                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 218 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs                          )
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                  In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433, Rev. 5.0, "Standard Technical Specifications- General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                      CTS 3.6.5.2 requires secondary containment ventilation (RBVS) automatic isolation dampers shown in the specified table to OPERABLE. CTS 4.6.5.1.b.3 requires all seco                              ndary containment penetrations not capable of being closed by OPERABLE secondary containment automatic isolation dampers/valves and required to be closed during accident conditions are closed by valves, blind flanges, or deactivated automatic dampers/valves secured in position                  .
ITS LCO 3.6.4.2 requires each SCID to be OPERABLE, which includes manual secondary containment isolation dampers and valves, and ITS SR 3.6.4.2 includes the requirements from CTS 4.6.5.1.b.3. This changes the CTS presentation in the ITS by combining the requirements for the automatic SCIDs with the manual SCIDs.
 
The purpose of the CTS 3.6.5.2 requirements is to ensure the automatic SCIDs are capable of performing                                          their intended safety function. The purpose of the subject CTS 4.6.5.1 Surveillance requirement is to ensure the manual secondary containment isolation valves and dampers that are required to be closed during accident conditions are performing their intended safety function. This change represents an enhanced presentation change consistent with the intent of the ISTS. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.5.2 Applicability states, in part,  OPERATIONAL CONDITION S 1, 2, 3.
ITS 3.6.4.2            Applicability states, in part, MODES 1, 2, and 3. CTS 3.6.5. 2 Applicability Footnote
* states When recently irradiated fuel is being handled in the secondary containment. ITS 3.6.4. 2 Applicability states, in part, During movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment.
This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition          and incorporating ITS terminology during movement of recently irradiated fuel in lieu of CTS terminology when recently irradiated fuel is being handled.
 
The purpose of CTS 3.6.5.2 Applicability is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE)  and other applicable conditions in wh        ich the limiting condition for operation (LCO) is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed, and the modified terminology does not change the intent of the Applicability condition. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 7 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs                          )
 
A04                                                CTS 3.6.5.2 Actions describes actions to be taken when one or more secondary containment ventilation system isolation dampers are inoperable. ITS 3.6.4.2 ACTIONS also describes actions to be taken when one or more secondary containment ventilation system isolation dampers are inoperable                    and contains a Note (Note 2)                                that separate condition entry is allowed for each penetration flow path.                      In addition, a Note (Note 3) is added to ITS 3.6.4.2 ACTIONS requiring applicable Conditions and Required Actions to be entered for systems made inoperable by SCIDs. This changes the CTS by adding Notes to the actions to clarify the intent of the existing action                                          requirements.
 
The purpose of the CTS Actions is to provide the appropriate compensatory actions for one or more SCIDs inoperable.                                Note 2 to the ITS 3.6.4.2 ACTIONS will allow                          separate condition entry for each inoperable flow path. The Note clarifies that flow paths are treated as separate entities, each with separate Completion                                            Times. The Required Actions for inoperable SCIDs provide appropriate compensatory measures for separate affected                                          penetration                                            flow paths. The CTS considers each flow path to be separate and independent from the others. Note 3 to the ITS 3.6.4.2 ACTIONS                                            facilitates the use and understanding of the intent to consider the effect of inoperable SCIDs on other systems. If a system is determined to be inoperable due to inoperable SCIDs, the affected systems ACTIONS must be entered. This change is acceptable because the clarification of Note          2 and 3 are consistent with the intent and interpretation of the CTS. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A05                                                CTS 3.6.5.2 Action a requires in part, with one or more secondary containment ventilation system isolation dampers inoperable, to restore the inoperable dampers to OPERABLE status. ITS 3.6.4.2 ACTIONS pr                      ese                  ntation does not explicitly include the requirement to, restore to OPERABLE status            ," for the same condition. This changes the CTS by removing an explicit action that is required by general rules of usage stated in ITS Section 3.0. ITS LCO 3.0.2 states, in part, If the LCO is met                          , completion of the Required Action(s) is not required, unless otherwise                      stated. As stated in the Bases of ITS LCO 3.0.2, correction of the entered Condition is an action that may always be considered upon entering ACTIONS whether stated as a Required Action or not. Restoration of the LCO                                is implied in the ACTIONS and therefore, unnecessary to be specifically stated.
This change represents an enhanced presentation of the current requirements and is considered editorial. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A06                                                CTS 3.6.5.2 Actions require, if the actions cannot be performed when recently irradiated fuel is being handled in the secondary containment,            suspend                                            handling of recently irradiated fuel in the secondary containment. ITS 3.6.4.2 ACTION    D also requires immediate suspension of movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment for the same condition.                                            This changes the CTS by explicitly requiring the action to be performed immediately when the LCO is not met.
 
The purpose of the CTS action is to place the plant in a condition in which the LCO does not apply. This change clarifies the intent of the current action to
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 7 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs                          )
 
immediately suspend the stated activities and is acceptable because it does not result in any technical change. ITS 3.6.4.2 ACTION D will continue to require movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment to be immediately suspended when one or more SCIDs                                are inoperable,                      and the associated actions cannot be performed within the required Completion Time.
This change                                                                                                            is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
M01                                        CTS 3.6.5.2 Action requires, with one or more of the secondary containment ventilation system isolation dampers inoperable, isolating each affected penetration within 8 hours. ITS 3.6.4.2 ACTION A also requires                                , with one or more penetration flow paths with one SCID inoperable, isolating the affected penetration flow path within 8 hours. However, a new action (ITS 3.4.6.2 Required Action A.2) is add                    ed                                            requiring verification that        the affected penetration flow path is isolated once per 31 days and is modified by two Notes. Note 1 allows verification of isolation devices in high radiation areas by use of administrative means. Note 2 allows isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured to be verified          by use of administrative means. This changes the CTS by                                adding                                            an additional action requirement to verif                              y that the affected penetration flow path is isolated once per 31 days.
 
The purpose of ITS 3.4.6.2 Required Action A.2 and                                                      associated Notes is, for affected penetrations that have been isolated in accordance with Required Action A.1, to subsequently verify on a periodic basis          that the affected penetration is isolated. This is necessary to ensure that secondary containment penetrations required to                      be isolated following an accident, but no longer capable of being automatically isolated, will be in the isolation position should an event occur.
Note 1 applies to devices located in high radiation areas and allows them to be verified closed by use of administrative controls. Allowing verification by administrative controls is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted. Note 2 applies to isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured in position and allows these devices to be verified closed by use of administrative means. Allowing verification by administrative means is considered acceptable, since the function of locking, sealing, or securing components is to ensure that these devices are not inadvertently repositioned.
Therefore, the probability of misalignment, once they have been verified to be in the proper position, is low. This change is designated as more restrictive because a new action is                                                        being applied in the CTS.
 
M02                                          CTS 3.6.5.2 Action requires, with one or more of the secondary containment ventilation system isolation dampers inoperable, isolating each affected penetration within 8 hours. ITS 3.6.4.2 ACTION            A also provides similar requirements with one or more penetration flow paths with one SCID inoperable.
ITS 3.6.4.2 ACTION B is added requiring, for the condition of one or more penetration flow paths with two SCIDs inoperable, to i        solate the affected penetration flow path by use of at least one closed                                            and de-activated automatic damper, closed manual damper, or blind flange. The Condition is                                                      modified by a Note stating that Condition B is only applicable to penetration flow paths with two
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 7 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs                          )
 
isolation dampers consistent with the ISTS. This changes the CTS by requiring the affected penetration flow path to be isolated in 4                              hours for the condition of one or more penetration flow paths with two SCIDs inoperable.
 
The purpose of ITS 3.6.4.2          ACTION B, with two SCIDs in one or more penetration flow paths inoperable, is to isolate        the affected penetration flow path within 4 hours. The 4 hour Completion Time is reasonable considering the time required to isolate the penetration and the probability of a DBA, which requires the SCIDs to close, occurring during this short time, is very low. The 4 hour Completion Time is also consistent with the Completion Time specified for an inoperable secondary containment in ITS 3.6.4.1 ACTIONS. Consistent with the ISTS, the Condition is          modified by a Note stating that Condition B is only applicable to penetration flow paths with two isolation                                          dampers. This clarifies that Condition A is entered if one SCID is inoperable in each of two penetrations. This change                                                                                                              is designated as more restrictive because a          new action is                                                      being applied in the CTS.
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
LA01                                                                      (Type 4 -                      Removal of LCO, SR, or other TS requirement to the TRM, UFSAR, ODCM, QAP, CLRT Program, IST  Program, ISI Program, or Surveillance Frequency Control Program) CTS 3.6.5.2 LCO and Actions, and CTS 4.6.5.2.c refer to Table 3.6.5.2-                    1 for list of required secondary containment ventilation system automatic isolation dampers requiring the isolation times less than or equal to the times shown in the                                Table. ITS 3.6.4.2            does not include this list of SCIDs and associated isolation times. This changes the CTS by moving system design and operational details for the SCIDs                            from the Technical Specifications to the UFSAR.
 
The removal of these details, which are related to system design and operation, from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety. The ITS 3.6.4.2 retains the requirement that the SCIDs be OPERABLE.                                          This change is consistent with the ISTS, in that this level of detail is not specified in the Technical Specifications, and                                                                  acceptable because the removed information will be adequately controlled in the UFSAR. The UFSAR is controlled under 10 CFR 50.59 which ensures changes are properly evaluated. This c        hange is designated as a less restrictive removal of detail change because information relating to system design is being removed from the Technical Specifications.
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 4 of 7 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs                          )
 
L01                                                                                                                    (Category 4 -                      Relaxation of Required Action) ITS 3.4.6.2 ACTIONS, Note 1, states Penetration flow paths may be unisolated intermittently under administrative controls. This changes the CTS by adding an allowance for intermittently opening closed secondary containment isolation dampers under administrative control.
 
The purpose of CTS Actions is to isolate the affected penetration flow path associated with inoperable SCIDs, thereby ensuring the intended safety function is accomplished. ITS 3.4.6.2 ACTIONS, Note                        1 allows                                                penetration flow paths to be unisolated intermittently under administrative controls. The change is consistent with the ISTS and considered acceptable since the administrative controls ensure the penetration can be rapidly isolated when a need for secondary containment isolation is indicated.                                            These controls consist of stationing a dedicated operator, who is in continuous communication with the control room, at the controls of the isolation device. This change is designated as less restrictive because a less stringent allowance is being applied in the ITS than was applied in the CTS.
 
L02                                                                                                (Category 7 -                      Relaxation of Surveillance Frequency) CTS 4.6.5.2.a requires demonstrating Operability of each automatic SCID, Prior to returning the damper to service after maintenance, repair or replacement work is performed on the damper or its associated actuator, control or power circuit by cycling the damper through at least one complete cycle of full travel and verifying the specified isolation time. ITS 3.6.4.2 does not include this post          -maintenance surveillance testing frequency. This changes the CTS by not explicitly requiring post        -
maintenance testing on the automatic SCIDs          .
 
The purpose of subject          CTS Surveillance                      is to ensure                      the affected SCID          s                    are verified OPERABLE following maintenance, repair or replacement work that could affect the SCID OPERABILITY. This change is acceptable because the deleted Surveillance Requirement is not necessary to ensure that the SCID actuation and isolation time Surveillances are performed, as applicable,                                            following maintenance, repair or replacement work that could affect the SCID OPERABILITY.
 
Any time the OPERABILITY of a system or component has been affected by repair, maintenance, modification, or replacement of a component, post-maintenance testing is required to demonstrate the OPERABILITY of the system or component. This is described in the Bases for ITS SR 3.0.1 and required under ITS SR 3.0.1. The OPERABILITY requirements for the SCIDs are described in the Bases for ITS 3.6.4.2. In addition, the requirements of 10 CFR 50, Appendix B, Section XI (Test Control) provide adequate controls for test programs to ensure that testing incorporates applicable acceptance criteria.
Compliance with 10 CFR 50, Appendix B, is required under the unit operating license. As a result, post-maintenance testing will continue to be performed and an explicit requirement in the Technical Specifications is not necessary. This change is designated as less restrictive because an explicit requirement to perform a Surveillance                      required in the CTS will not be required in the ITS.
 
L03                                                                                              (Category 6 -                      Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria)
CTS 4.6.5.2.b requires, in part, to verify,          on a containment isolation test signal,
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 5 of 7 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs                          )
 
that each isolation damper actuates to its isolation position. ITS SR        3.6.4.2.3 states  Verify each automatic SCI          D actuates to the isolation position on an actual or simulated actuation signal. This changes the CTS by allowing satisfactory actual automatic system initiation to be used to fulfill the SCID                                                      functional surveillance requirement. This changes the CTS by explicitly allowing the use of either an actual or simulated signal for the tests.
 
The purpose of the subject CTS surveillance is to ensure the SCID isolation actuates on an initiation signal. This change is acceptable because it has been determined that the current Surveillance Requirement acceptance criteria are not the only method that can be used for verification that the equipment used to meet the LCO can perform its required functions. Equipment cannot discriminate between an "actual" or "simulated" signal and, therefore, the results of the testing are unaffected by the type of signal used to initiate the test. This change allows taking credit for unplanned actuation if sufficient information is collected to satisfy the Surveillance test requirements. The change also allows a simulated signal to be used, if necessary. This change is designated as less restrictive because less stringent Surveillance Requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L04                                                                                              (Category 6 -                      Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria)
CTS 4.6.5.1.b.3 requires verification that all secondary containment penetrations not capable of being closed by OPERABLE secondary containment automatic isolation dampers/valves and required to be closed during accident conditions are closed by valves, blind flanges, or deactivated automatic dampers/valves secured in position. ITS SR 3.6.4.2.1 requires verification that each secondary containment isolation manual valve and damper                                                                                                              that is not locked, sealed, or otherwise secured and is required to be closed during accident conditions is closed. Additionally, ITS SR 3.6.4.2.1 includes two notes. The first Note applies to valves and dampers                                                                                        located in high radiation areas and allows them to be verified by use of administrative controls. The second Note has been included to clarify that valves and dampers that are open under administrative controls are not required to meet the surveillance requirement during the time the                                                                valves or dampers are open. This changes the CTS by adding an allowance for verification of valves and dampers                                                                                        located in high radiation areas by use of administrative controls, and an allowance that valves          and dampers open under administrative controls are not required to meet the surveillance requirement during the time the valves and dampers are open.
 
The purpose of CTS          requirement is to ensure the manual secondary containment isolation devices that are required to be closed during accident conditions are closed. The noted allowance          (ITS SR 3.4.6.2.1 Note 1 ) to verify the isolation devices are closed by                                                      administrative controls is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted during MODES 1, 2, and 3 for ALARA reasons. Therefore, the probability of misalignment of these devices, once they have been verified to be in the proper position, is low. The noted allowance (ITS SR 3.6.4.2.1 Note 2) is consistent with the ISTS and acceptable                                                                                                                                  since valves open under administrative controls since the administrative controls ensure the isolation devices can be closed in the event of an accident or transient. This change is designated as less restrictive because less stringent
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 6 of 7 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs                          )
 
requirements are being applied to the Surveillance Requirements in the ITS than were allowed in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 7 of 7 Improv ed Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFD s)
D CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                          SCIVs                                  1 3.6.4.2
 
3.6CONTAINMENT SYSTEMS Dampers                            D 3.6.5.2                  3.6.4.2                                                                                                                                                                                                  Secondary Containment Isolation  Valves (SCIVs)                                                                      1
 
D                                                                                                                                                                                                                          1 3.6.5.2                  LCO  3.6.4.2                                                                                                                                                                                                                                                                                              Each SCIV                          shall be OPERABLE.
DOC A02
 
3.6.5.2                      APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and                                                                                                              3, 1st Applicability                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              During movement of [                                                                                                              recently] irradiated fuel assemblies in the 2 3.6.5.2                                                                                                          [secondary] containment.
2nd Applicability Footnote
* ACTIONS
                                      -----------------------------------------------------------NOTES----------------------------------------------------------
DOC L01                      1.                                                                      Penetration flow paths may be unisolated intermittently under administrative controls.
 
DOC A04                      2.                                                                      Separate Condition entry is allowed for each penetration flow path.
 
D DOC A04                      3.                                                                      Enter applicable Conditions and Required Actions for systems made inoperable by SCIVs.
 
CONDITION                                                                                        REQUIRED ACTION                                                                                      COMPLETION TIME
 
1st Action                        A.                  One or more penetration                                                        A.1                                                                        Isolate the affected                          8 hours Action b                                    flow paths with one                                                                                              penetration flow path by Action c                                    SCIV                          inoperable.                                                                      use of at least one closed                                                                                                                                                                    1 D                                                                                                    and de-activated automatic damper                  valve, closed manual valve          ,                                                                                                                                                        1 or blind flange.                                              damper
 
AND
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.4.2-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                            Amendment XXX D
CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                            SCIVs                                  1 3.6.4.2
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                                        REQUIRED ACTION                                                                                      COMPLETION TIME
 
DOC M01                                                                                                                                A.2                                                                        --------------NOTES                                                                                                                                                                                        -------------
: 1.                                                      Isolation devices in high radiation areas may be verified by use of administrative means.
: 2.                                                      Isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured may be verified by use of administrative means.
 
DOC M01                                                                                                                                                                                                                                                          Verify the affected Once per 31                                                        days penetration flow path is isolated.
 
DOC M02                              B.                    ------------NOTE                                                                                                                                                            ------------ B.1                                                                        Isolate the affected 4 hours Only applicable to                                                  penetration flow path by penetration flow paths                                                                                          use of at least one closed with two isolation valves                                                      .                                and de-activated automatic
                                                                                                  ---------------------------------dampers    damper                  valve, closed manual                                  valve, or blind flange.                                            damper                                                                                                                            1 One or more penetration flow paths with two SCIVs inoperable.
D
 
2nd Action                        C.                Required Action and                                                            C.1                                                                      Be in MODE 3.                                    12                                            hours associated Completion Time of Condition                                            A or              B      AND not met in MODE 1, 2, or 3.                                                                                  C.2                                                                      Be in MODE 4.                                    36                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.4.2-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                            Amendment XXX D
CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      SCIVs                                      1 3.6.4.2
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                                                REQUIRED ACTION                                                                                              COMPLETION TIME
 
3rd Action                            D.                Required Action and                                                                      D.1                                                                      ---------------NOTE--------------
associated Completion                                                                                                                                                                                                    LCO 3.0.3 is not applicable.
Time of Condition                                            A or              B                                                                                                                                        -------------------------------------
not met during movement of [                      recently]                                                                                                                                                                            Suspend movement of Immediately irradiated fuel                                                                                                            [recently] irradiated fuel assemblies in the                                                                                                          assemblies in the                                                                                                                                                                                              2
[secondary]                                                                                                                [secondary] containment.
containment.
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                            FREQUENCY
 
dampers SR  3.6.4.2.1                                                                                                                                                                                                                                                                              ------------------------------NOTES                                                                                                                                                                                        ----------------------------- 1 DOC L04                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  1.                                                                Valves and blind flanges in high radiation areas may be verified by use of administrative means.
 
valves or dampers
: 2.                                                                Not required to be met for SCIVs            that are open 1 under administrative controls.
damper 4.6.5.1.b.3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Verify each secondary containment isolation manual [ 31                                            days 1 DOC A02                                                                                          valve and blind flange                                                                                                                                                                                                      that is not locked, sealed, or
 
otherwise secured and is required to be closed                                                                                                                                              OR during accident conditions is closed.
In accordance                                                                        2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.4.2-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                      Amendment XXX D
CTS                                                                                                                                                                                                                                                                                                            SCIVs                                  1 3.6.4.2
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                              FREQUENCY
 
4.6.5.2.c                      SR  3.6.4.2.2                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify the isolation time of each power operated, [ In accordance automatic SCIV                                      is within limits.                                                                                                        with the                                                                          1 INSERVICE D
TESTING PROGRAM
 
OR
 
[92                                            days]                            2
 
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
D 4.6.5.2.b                        SR  3.6.4.2.3                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify each automatic SCIV                                      actuates to the isolation [ [18]                                                                  months 1 DOC L03                                                                                      position on an actual or simulated actuation signal.
 
OR
 
In accordance                                                                  2 with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.4.2-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                            Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.4 .2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs)
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description. HCGS is retaining current terminology for secondary containment isolation dampers (SCIDs).
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) B ases Mar kup and Justification for Deviations (JFD s)
 
D SCIVs                          1 B 3.6.4.2
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS Dampers                D B 3.6.4.2  Secondary Containment Isolation Valves                                                        (SCIVs)                                                                                      1
 
BASES D
BACKGROUND                                                                                              The function of the SCIVs, in combination with other accident mitigation                      1 systems, is to limit fission product release during and following postulated Design Basis Accidents (DBAs) (Ref.            1). Secondary containment                                                            SCIDs isolation within the time limits specified for those isolation valv                                                                  es designed          1 to close automatically ensures that fission products that leak from primary containment following a DBA, or that are released during certain operations when primary containment is not required to be OPERABLE or take place outside primary containment, are maintained within the secondary containment boundary.
D The OPERABILITY requirements for SCIVs help ensure that an adequate                                                                                        1
[secondary] containment boundary is maintained during and after an accident by minimizing potential paths to the environment. These isolation devices consist of either passive devices or active (automatic) dampers or          devices. Manual valves, de-activated automatic valves secur                                                                                ed in their closed position (including check valves with flow through the valve secured), and blind flanges are considered passive devices.
D Automatic SCIVs close on a [                                                                                                                            secondary] containment isolation signal to 1 establish a boundary for untreated radioactive material within [                                  secondary]
containment following a DBA or other accidents.
 
Other penetrations are isolated by the use of valves in the closed position or blind flanges.
D APPLICABLE                                                                                                                                                                  The SCIVs must be OPERABLE to ensure the [                                                                                                                                        secondary] containment 1 2 SAFETY                                                                                                                                                                                                                    barrier to fission product releases is established. The principal accidents ANALYSES                                                                                                                                                                        for which the [                                secondary] containment boundary is required are a loss of coolant accident (Ref.                                            1) and a fuel handling accident [                                                                                        involving handling recently irradiated fuel (i.e., fuel that has occupied part of a critical reactor 24 hours          core within the previous [X] days)]              inside [secondary] containment (Ref.                                            2). The [                                                                                                                secondary] containment performs no active function in D          response to either of these limiting events, but the boundary established by SCIVs is required to ensure that leakage from the primary containment is processed by the Sta                                                                            ndby Gas Treatment (SGT) System before being released to the environment.                                Filtration Recirculation and Ventilation System (FRVS)                                          4 D
Maintaining SCIVs OPERABLE with isolation times within limits ensures                                                                                      1 that fission products will remain trapped inside [                                                        secondary] containment so that they can be treated by the SGT System                                                                              prior to discharge to the        4 environment.                                                                    FRVS D
SCIVs satisfy Criterion                                                                      3 of 10                                                                                                    CFR                            50.36(c)(2)(ii). 1
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.2-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                  Revision XXX D
SCIVs                          1 B 3.6.4.2
 
BASES D                                                                                                                              D LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        SCIVs form a part of the [                                    secondary] containment boundary. The SCIV 1 safety function is related to control of offsite radiation releases resulting from DBAs.
dampers The power operated, automatic isolation valves                                                                            are considered dampers          1 OPERABLE when their isolation times are within limits and the valves actuate on an automatic isolation signal. The valves                                                                                                                  covered by this 1 LCO, along with their associated stroke times, are listed in Reference                        3.
D The normally closed isolation valves                                                        or blind flanges are considered                                1 OPERABLE when manual valves are closed or open in accordance with appropriate administrative controls, automatic SCIVs are de-activated and                                                                                  1 secured in their close position, and blind flanges are in place. These passive isolation valves or devices are listed in Reference                      3.                                                                        1 d
APPLICABILITY                                                                                          In MODES 1, 2, and                                                                                                                                                          3, a DBA could lead to a fission product release to the primary containment that leaks to the [                                                                                                    secondary] containment.
Therefore, the OPERABILITY of SCIVs is required.                                                                                                              1 D                    D                                                                                  2 In MODES 4 and                                                                                                  5, the probability and consequences of these events are reduced due to pressure and temperature limitations in these MODES.
Therefore, maintaining SCIVs OPERABLE is not required in MODE                                      4                                                      1 or 5, except for other situations under which significant radioactive releases can be postulated, such as during movement of [                                                                                                              recently]
irradiated fuel assemblies in the [                                                                                                  secondary] containment. Moving D
[recently] irradiated fuel assemblies in the [                                                                                                  secondary] containment may also occur in MODES 1, 2, and                                                                                                                                    3.  [                                                      Due to radioactive decay, SCIVs are 1 only required to be OPERABLE during fuel handling involving handling recently irradiated fuel (i.e., fuel that has occupied part of a critical reactor core within the previous [X] days).]                                    24 hours
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                        The ACTIONS are modified by three Notes. The first Note allows penetration flow paths to be unisolated intermittently under administrative controls. These controls consist of stationing a dedicated operator, who is in continuous communication with the control room, at the controls of the isolation device. In this way, the penetration can be rapidly isolated when a need for [          secondary] containment isolation is indicated.
 
The second Note provides clarification that for the purpose of this LCO separate Condition entry is allowed for each penetration flow path. This is acceptable, since the Required Actions for each Condition provide                                                                    D appropriate compensatory actions for each                        inoperable SCIV. Complying                                                              1 with the Required Actions may allow for continued operation, and subsequent inoperable SCIVs are governed by subsequent Condition                                                                                          1 entry and application of associated Required Actions.
D
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.2-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                  Revision XXX D
SCIVs                          1 B 3.6.4.2
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
The third Note ensures appropriate remedial actions are taken, if necessary, if the affected system(s) are rendered inoperable by an                                                            1 inoperable SCIV.                                      D
 
A.1 and A.2
 
D    In the event that                                                                  there are one or more penetration flow paths with one SCIV                          inoperable, the affected penetration flow path(s) must be isolated.                            1 The method of isolation must include the use of at least one isolation barrier that cannot be adversely affected by a single ac tive failure.
Isolation barriers that meet this criterion are a closed and de-                                                                                                                                                                                activated D  automatic SCIV, a closed manual valve, and a blind flange. For                                                                1 penetrations isolated in accordance with Required Action                                              A.1, the device used to isolate the penetration should be the closest available device to
[secondary] containment. The Required Action must be completed within                                                        2 the 8                                                                                        hour Completion Time. The specified time period is reasonable considering the time required to isolate the penetration, and the probability of a DBA, which requires the SCIVs to close, occurring during                                                      1 this short time is very low.                                          D
 
For affected penetrations that have been isolated in accordance with Required Action                                            A.1, the affected penetration must be verified to be isolated on a periodic basis. This is necessary to ensure that [                      secondary]                            2 containment penetrations required to be is olated following an accident, but no longer capable of being automatically isolated, will be in the dampers          isolation position should an event occur. The Completion Time of once per 31                                                      days is appropriate because the valves                                                                            are operated under 1 administrative controls and the probability of their misalignment is low.
This Required Action does not require any testing or device manipulation.
Rather, it involves verification that the affected penetration remains isolated.
 
Required Action                                            A.2 is modified by two Notes. Note 1 applies to devices located in high radiation areas and allows them to be verified closed by use of administrative controls. Allowing verification by administrative controls is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted. Note 2 applies to isolation devices that are locked, sealed, or otherwise secured in position and allows these devices to be verified closed by use of administrative means. Allowing verification by administrative means is considered acceptable, si nce the function of locking, sealing, or securing components is to ensure that these devices are not inadvertently repositioned. Therefore, the probability of misalignment, once they have been verified to be in the proper position, is low.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.2-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                    Revision XXX D
SCIVs                          1 B 3.6.4.2
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
B.1 D
With two SCIVs in one or more penetration flow paths inoperable, the                                                              1 affected penetration flow path must be isolated within 4                                                      hours. The method of isolation must include the use of at least one isolation barrier that cannot be adversely affected by a single active failure. Isolation barriers that meet this criterion are a closed and de-activated automatic damper        valve, a closed manual valve, and a blind flange. The 4                                                                                                                            hour Completion 1 Time is reasonable considering the time required to isolate the penetration and the probabil ity of a DBA, which requires the SCIVs to                                                            1 close, occurring during this short time, is very low.                                                      D dampers The Condition has been modified by a Note stating that Condition                                              B is only applicable to penetration flow paths with two isolation valves            . This                                            1 clarifies that only Condition                                            A is entered if one SCIV                                      is inoperable in each 1 of two penetrations.                                                              D
 
C.1 and C.2
 
If any Required Action and associated Completion Time cannot be met, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply.
To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE  3 within 12                                                                            hours and to MODE 4 within 36                                                                              hours.            The allowed Completion Times are reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
D.1
 
If any Required Action and associated Completion Time are not met, the plant must be placed in a condition in which the LCO does not apply. If applicable, the movement of [                                                                                        recently] irradiated fuel assemblies in the 2
[secondary] containment must be immediately suspended. Suspension of                                                        2 these activities shall not preclude completion of movement of a component to a safe position.
 
Required Action                                            D.1 has been modified by a Note stating that LCO  3.0.3 is not applicable. If moving [                                                      recently] irradiated fuel assemblies while in 2 MODE 4 or 5, LCO 3.0.3 would not specify any action. If moving fuel while in MODE 1, 2, or 3, the fuel movement is independent of reactor operations. Therefore, in either case, inability to suspend movement of
[recently] irradiated fuel assemblies would not be a sufficient reason to                                                          2 require a reactor shutdown.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.2-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                      Revision XXX D
SCIVs                          1 B 3.6.4.2
 
BASES
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.4.2.1 REQUIREMENTS This SR verifies that each secondary containment manual isolation valve and blind flange that is not locked, sealed, or otherwise secured and is required to be closed during accident conditions is closed. The SR helps to ensure that post accident leakage of radioactive fluids or gases outside of the [                                                                                                              secondary] containment boundary is within design limits. This SR 2 does not require any testing or valve            manipulation. Rather, it involves                                                1 verification that those SCIVs in [                                                                      secondary] containment that are capable 1 2 of being mispositioned are in the correct position.
D      damper
[ Since these SCIVs are readily accessible to personnel during normal                                                                        2 operation and verification of their position is relatively easy, the 31                                                                                                    day Frequency was chosen to provide added assurance that the SCIVs are in the correct positions.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                    ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]
 
This SR does not apply to valves that are locked, sealed, or otherwise secured in the closed position, since these were verified to be in the correct position upon locking, sealing, or securing.
dampers Two Notes have been added to this SR. The first Note applies to valves                                                                  1 and blind flanges located in high radiation areas and allows them to be verified by use of administrative controls. Allowing verification by administrative controls is considered acceptable, since access to these areas is typically restricted during MODES 1, 2, and                                                                                                                                                          3 for ALARA reasons. Therefore, the probability of misalignment of these  SCIVs, once                                                                1 they have been verified to be in the proper position, is low.                                              valves and dampers valves and dampers A second Note has been included to clarify that SCIVs            that are open                                                          1 under administrative controls are not required to meet the SR during the time the SCIVs                                                                                                    are open.                                                                                                                                      1
 
valves and dampers
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.2-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                        Revision XXX D
SCIVs                          1 B 3.6.4.2
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SR  3.6.4.2.2 D                                                                        D Verifying that the isolation time of each power operated, automatic SCIV                                                                          1 is within limits is required to demonstrate OPERABILITY. The isolation time test ensures that the SCIV                                      will isolate in a time period less than or                                  1 equal to that assumed in the safety analyses. The isolation time is in                                                                            1 accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM.
 
                                        -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
If the testing is within the scope of the licensee's INSERVICE TESTING PROGRAM, the Frequency "In accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM" should be used. Otherwise, the periodic                                                                                          3 Frequency of 92                                                                  days or the reference to the Surveillance Frequency Control Program should be used.
 
[ The Frequency of this SR is            [in accordance with the INSERVICE TESTING PROGRAM] [92                                            days].
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                        -----------------------------------REVIEWERS NOTE                                    -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Fr equency                                                                                3 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                        ----------------------------------------------------------------------------------------------                                                                                                                                                                                          ]  2
 
SR  3.6.4.2.3 D
Verifying that each automatic SCIV                                        closes on a secondary containment                                        1 isolation signal is required to prevent leakage of radioactive material from D      [secondary] containment following a DBA or other accidents. This SR ensures that each automatic SCIV                                      will actuate to the isolation position on                                    1 4      a [secondary] containment isolation signal. The LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST in SR 3.3.6.2.6                                                                                                                                    overlaps this SR to provide complete testing of the safety function.  [                                                                              The [18]                                                                                                                                                month Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the condi tions that apply during a plant outage and the potential for an unplanned transient if the
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.2-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                              Revision XXX D
SCIVs                                    1 B 3.6.4.2
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
Surveillance were performed with the reactor at power. Operating experience has shown these components usually pass the Surveillance                                                                                                                                                                                              2 when performed at the [18]                                                                                                                                                                                                                                    month Frequency. Therefore, the Frequency was concluded to be acceptable from a reliability standpoint.
 
OR                                                                                                                                                                                                                                                                2
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                                                      -----------------------------------REVIEWERS                                      NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                                                                                                              2 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                                      ------------------------------------------------------------------------------------------------  ]
 
REFERENCES                                                                                                                                          1.                                                                  FSAR, Section                                            [15.1.39].                                                                                                                                                          15.6.5 1 2 U
: 2.                                                                  FSAR, Section                                            [15.1.41].                                                                                                                                                          15.7.4 1 2 U
: 3.                                                                  FSAR, Section                                            [  ]                      . 7.3.1.1.10 1 2 U
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.2-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                                                    Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.4.2 BASES, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (SCIDs)
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
: 3.                    The Reviewers Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
: 4.                    The HCGS secondary containment atmosphere cleanup design consists of th e Filtration Recirculation and                              Ventilation System (FRVS).              FRVS provides the equivalent level of secondary containment protection as the Standby Gas Treatment (SGT) System specified in the ISTS. Deviations from the I                STS Bases are made to reflect this secondary containment atmosphere cleanup                                                                  system design.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.4.2, SECONDARY CONTAINMENT ISOLATION DAMPERS (        SCIDs)
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 16
 
ITS 3.6.4.3, Filtration Recirculation and V entil ati on Sy stem (FRVS)
 
Current Technical Specifications (  CT S) Markup and Disc us si on of Change s (DOC s)
ITS                                                                                                                                                                                    A01 3.6              CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                                                                          ITS 3.6.4.3
 
3.6.4.3                    3.6.5.3FILTRATION                                                                                                                                              , RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
FRVS VENTILATION SUBSYSTEM
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION
 
LCO 3.6.4.3                      3.6.5.3.1Two FRVS ventilation units shall be OPERABLE.                                                                                                                                                                                                                                                                                A MODES 3.6.4.3                    APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, 3 and *.                                                                                                                                                                                                                                                                      A03 1st Applicability                                                                                                                                                                                                          ,
ACTION:
FRVS ventilation ACTION A                                                a.                                                                                                                      With one of the above required                                            FRVS ventilation units            inoperable, restore the inoperable                      unit to OPERABLE status within 7                                                        days, or:
Add proposed Required Action C.1 NOTE                                                                      L01 ACTION C                                                                        1.                                                                                                                      In OPERATIONAL CONDITION 1, 2 or 3,                                            be in at least                                            HOT                  L01 MODE 3                      SHUTDOWN                            within the next            12                                            hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                        hours.
movement                        immediy                                                                      assemblies                                                                            A ACTION D                                                                        2.                                                                                                                      In Operational Condition *,            place the                                                      OPERABLE FRVS ventilation unit in operation or suspend handling                                                                                                                                                of recently irradiated fuel in the                                  secondary ACTION D NOTE                                                                                              containment. The provisions of Specification                                            3.0.3 are not applicable.
Two FRVS                                                                                                                                        LCO                                is          immediy                                                              A ACTION G                                                b.                                                                                                                      With both                                                                            ventilation units inoperable in Operational Condition *,                        suspend movement handling                                            of recently irradiated fuel in the                                                      secondary containment. The provisions ACTION G NOTE                                                                      of Specification 3.0.3. are not applicable.                                                                                                          during movement of recently irradiated fuel                                                                                      1 Required Action and associated Completion Time of Condition A not met during                                                                                                                        assemblies in the secondary containment.
movement of                    recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment.                                                                                                                                            Add proposed ACTION F                                                                  L01 SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
4.6.5.3.1Each of the two ventilation units shall be demonstrated OPERABLE:
: a.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by verifying that the water seal bucket traps have a water seal and making up any evaporative                                                                                                                                                                                                          LA01 losses by filling the traps to the overflow.
 
SR 3.6.4.3.1                                            b.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by initiating, from the control room, flow through the HEPA filters and charcoal adsorbers and                                                                                                                                                                                                      LA02 verifying that the subsystem operates                                                        for at least 15                                            minutes.
each FSlatiircatit
 
Add pr                                3.6.4.3.2                                    A  05
 
During movement of                                                                  assemblies 3.6.4.3
* When                                                                                                        recently irradiated fuel is being handled                                                        in the secondary containment.
2nd Applicability
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-51                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 213
 
ITS                                                                                                                  A01 ITS 3.6.4.3 CONTAINMENT SYSTEMS
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS (continued)
: c.                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program or upon                                  See determination** that the HEPA filters or charcoal adsorbent could have been                                                                                                  ITS 5.5 damaged by structural maintenance or adversely affected by any chemicals, fumes or foreign materials (1) after any structural maintenance on the HEPA filter or charcoal adsorber housings, or (2) following painting, fire or chemical release in any ventilation zone communicating with the subsystem by:
: 1.                                                                                    Verifying that the subsystem satisfies the in-                    place penetration testing acceptance criteria of less than 0.05% and uses the test procedure guidance in Regulatory Positions C.5.a, C.5.c and C.5.d of Regulatory Guide 1.52, Revision 2, March 1978, and the system flow rates are 9,000                                                                  cfm +/- 10% for each FRVS ventilation unit.
: 2.                                                                                    Verifying within 31 days after removal from the FRVS ventilation units, that a laboratory test of a sample of the charcoal adsorber, when obtained in accordance with Regulatory Position C.6.b of Regulatory Guide 1.52, Revision 2, March 1978, shows the methyl iodide penetration less than 5% when tested in accordance with ASTM D3803-1989 at a temperature of 30&deg;                                                      C and a relative humidity 95%.
: 3.                                                                                    Verifying a subsystem flow rate of 9,000                                                                cfm +/- 10% for each FRVS ventilation unit during system operation when tested in accordance with ANSI N510-1980.
: d.                                                                                    After every 720 hours of charcoal adsorber operation by verifying within 31 days after removal from the FRVS ventilation units, that a laboratory analysis of a representative carbon sample, when obtained in accordance with Regulatory Position C.6.b of Regulatory Guide 1.52, Revision 2, March 1978, shows a methyl iodide penetration less than 5% when tested in accordance with ASTM D3803-                                                                                      1989 at a temperature of 30&deg;C and a relative humidity of 95%.
 
              **                                                                                      This determination shall consider the maintenance performed and/or the type, quantity,                                See length of contact time, known effects and previous accumulation history for all                                                                                                              ITS 5.5 contaminants which could reduce the system performance                                                                    to less than that verified by the acceptance criteria in items c.1 through c.3 below.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-51a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          Amendment No. 187
 
ITS                                                                                                                                                          A01 CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                                  ITS 3.6.4.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS (continued)
 
SR 3.6.4.3.3                                    e.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by:
: 1.                                                                                                                      Verifying that the pressure drop                                            across the combined HEPA filters and See charcoal adsorber banks is less than 5                                                        inches Water Gauge in the                                                                                          ITS 5.5 ventilation unit while operating the filter train at a flow rate of 9,000                                                                                                                                                                                                                                                                                                cfm +/-
10% for each FRVS ventilation unit.
 
SR 3.6.4.3.3                                                        2.                                                                                                                      Verifying                                            that the filter train starts and isolation dampers open on each of L02 the following test signals:                                                          each FRVS actuates on an actual or
: a.                                                                                                                      Manual initiation from the control room, and
                                                                                                                                                                                                                          , except for dampers that are locked,                                                    L03
: b.                                                                                                                      Simulated automatic initiation signal. sealed, or otherwise secured in the actuated position
: f.                                                                                                                      After each complete or partial replacement of a HEPA filter bank by verifying that                                                  See the HEPA filter bank satisfies the inplace penetration testing acceptance criteria                                                                                                                                                    ITS 5.5 of less than 0.05% in accordance with Regulatory Position C.5.a and C.5.c of Regulatory Guide 1.52, Revision 2 March 1978, while operating the system at a flow rate of 9,000                                                                                                                                                                                                                cfm +/- 10% for each FRVS ventilation unit.
: g.                                                                                                                      After each complete or partial replacement of a charcoal adsorber bank by verifying that the charcoal adsorber bank satisfies the inplace penetration testing acceptance criteria of less than 0.05% in accordance with Regulatory Position C.5.a and C.5.d of Regulatory Guide 1.52, Revision 2, March 1978, for a halogenated hydrocarbon refrigerant test gas while operating the system at                                    a flow rate of 9,000                                                                                                                                                                                                                cfm +/- 10% for each FRVS ventilation unit.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              3/4                                                        6-52                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Amendment No. 187 ITS                                                                                                                                                                  A01 3.6            CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                                                            ITS 3.6.4.3
 
3.6.4.3                  3.6.5.3FILTRATION,                                                                                                                                              RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
FRVS RECIRCULATION SUBSYSTEM
 
LIMITING CONDITION FOR OPERATION
 
LCO 3.6.4.3                  3.6.5.3.2Six FRVS recirculation units shall be OPERABLE.                                                                                                                                                                                                                                              A02 MODES 3.6.4.3                    APPLICABILITY:              OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, 3 and *.                                                                                                                                                                                                                                      A 1st Applicability                                                                                                                                                                                        ,
ACTION:
Required Action and associated Completion Time of Condition A not met                                                                                      in
 
ACTION B                                          a.                                                                                                                      With one or two of the above required                      FRVS recirculation units inoperable, restore all the inoperable unit(s) to OPERABLE status within 7                      days, or:
FRVS recirculation                                    MODE                              Add proposed Required Action C.1 NOTE                                                          L01 ACTION C                                                                1.                                                                                                                      In OPERATIONAL CONDITION 1, 2, or 3, be in at least HOT                                                                            L01 MODE 3                  SHUTDOWN                            within the next            12                                            hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                        hours.
immediy                        movement                                                                                            assemblies                              A ACTION E                                                                2.                                                                                                                      In Operational Condition*,            suspend handling                                            of recently irradiated fuel in ACTION E NOTE                                                                                    the                                                      secondary containment. The provisions of Specification                                                                                                                          3.0.3                                                                                        are not applicable.                                                                                                                                                            LCO                      is immediy                            movement                                                                                    assemblies                                                        A ACTION G                                          b.                                                                                                                      With three or more of the above required                                                                              FRVS recirculation units inoperable in ACTION G NOTE                                                            Operational Condition *,            suspend handling                                            of recently irradiated fuel in the secondary containment. The provisions of Specification                                            3.0.3 are not applicable.
MODE                                                                            LCO                            is ACTION F                                        c.                                                                                        With three or more of the above required                                                                              FRVS recirculation units inoperable in OPERATIONAL CONDITION 1, 2, or 3,                                  be in at least                                            HOT SHUTDOWN                            within                                                                                L01 the next            12                                            hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24                                                                                                    hours.
Required Action and associated Completion Time of Condition B not met during                                                                                                                                                    during movement of recently irradiated fuel movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment.                                                                                                                                                  assemblies in the secondary containment.
SURVEILLANCE REQUIREMENTS Add proposed Required Action C.1 NOTE                                                          L01 4.6.5.3.2Each                                                                                                                                                                                of the six FRVS recirculation units shall be demonstrated OPERABLE:
: a.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by verifying that the water seal bucket traps have a water seal and making up any evaporative losses by filling the traps to the overflow.
 
SR 3.6.4.3.1                                        b.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by initiating, from the control room, flow through the HEPA filters and verifying that the subsystem operates                                                        for at least            15                                            minutes.
each FSlatiircatit Add prR 3.6.4.3.2                                                            A  05
 
During movement of                                                          assemblies 3.6.4.3
* When                                                                                                        recently irradiated fuel is being handled                                                        in the secondary containment.
2nd Applicability
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  3/4 6-52a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Amendment No. 213 ITS                                                                                                                                            A01 CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                                                                                                                            ITS 3.6.4.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS (continued)
: c.                                                                                        In accordance with the Surveillance Frequency Control Program or upon                                                                          See determination** that the HEPA filters could have been damaged by structural                                                                                                                                        ITS 5.5 maintenance or adversely affected by any foreign materials (1) after any structural maintenance on the HEPA filters or housings by:
: 1.                                                                                                                      Verifying that the subsystem satisfies the in-place penetration testing acceptance criteria of less than 0.05% and uses the test procedure guidance in Regulatory Positions C.5.a and C.5.c of Regulatory Guide 1.52, Revision 2, March 1978, and the system flow rates are 30,000                                                                                                                                                            cfm +/-
10% for each FRVS recirculation unit.
: 2.                                                                                                                      Verifying a subsystem flow rate of 30,000                                                                                                                                                                                                                                      cfm +/- 10% for each FRVS recirculation unit during system operation when tested in accordance with ANSI N510-                                                                  1980.
: d.                                                                                                                      not used
 
SR 3.6.4.3.3                                  e.                                                                                                                      In accordance with the Surveillance Frequency Control Program by:
: 1.                                                                                                                      Verifying that the pressure drop across the exhaust duct is less than                        See 8 inches Water Gauge in the recirculation filter train while operating the                                                                                                                      ITS 5.5 filter train at a flow rate of 30,000 cfm +/- 10% for each FRVS recirculation unit.
 
SR 3.6.4.3.3                                                      2.                                                                                                                      Verifying that the filter train starts and isolation dampers open on each of                    L02 the following test signals:                                                  each FRVS actuates on an actual or
: a.                                                                                                                      Manual initiation from the control room, and
                                                                                                                                                                                                          , except for dampers that are locked,
: b.                                                                                                                      Simulated automatic initiation signal. sealed, or otherwise secured in the      L03 actuated position
: f.                                                                                                                      After each complete or partial replacement of a HEPA filter bank by verifying that                              See the HEPA filter bank satisfies the inplace penetration testing acceptance criteria                                                                                                                                ITS 5.5 of less than 0.05% in accordance with Regulatory Position C.5.a and C.5.c of Regulatory Guide 1.52, Revision 2 March 1978, while operating the system at a flow rate of 30,000                                                                                                                                                                                                                                      cfm +/- 10% for each FRVS recirculation unit.
 
                            **                                                                                        This determination shall consider the maintenance performed and/or the type, quantity, length of contact time, known effects and previous accumulation history for all contaminants which could reduce the system performance to less than that verified by the acceptance criteria in items c.1 and c.2 below.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            3/4 6-53                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Amendment No. 187 A01                                                                                                                                                                                                                                                      ITS 3.6.4.3 CONTAINMENT SYSTEMS
 
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HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  3/4 6-53a                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Amendment No. 187 CONTAINMENT SYSTEMS                                                                                                          A01                                                                                                    ITS 3.6.4.3
 
3/4.6.6  PRIMARY CONTAINMENT ATMOSPHERE CONTROL
 
CONTAINMENT HYDROGEN RECOMBINER SYSTEMS
 
The material originally contained in Section 3/4.6.6.1 was deleted with the issuance of Amendment No. 160. However, to maintain numerical continuity between the succeeding sections and existing station procedural references to those Technical Specification sections, 3/4.6.6.1 has been intentionally left blank.
 
HOPE CREEK                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              3/4 6-54                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Amendment No. 160 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.3, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
ADMINISTRATIVE CHANGES
 
A01                                                  In the conversion of the Hope Creek Generating Station (HCGS) Current Technical Specifications (CTS) to the plant specific Improved Technical Specifications (ITS), certain changes (wording preferences, editorial changes, reformatting, revised numbering, etc.) are made to obtain consistency with NUREG-1433, Rev. 5.0, "Standard Technical Specifications                                                                                      - General Electric BWR/4 Plants" (ISTS).
 
These changes are designated as administrative changes and are acceptable because they do not result in technical changes to the CTS.
 
A02                                      CTS 3.6.5.3.1 requires two FRS ventilation units to be OPERABLE and CTS 3.6.5.3.2 requires six FRVS recirculation units to be OPERABLE. The function of FRVS is to ensure                    radioactive materials that leak from the primary containment into the secondary containment following a Design Basis Accident (DBA) are filtered and adsorbed prior to exhausting to the environment. Since these Specifications combined filter and adsorb the radioactivity from the secondary containment during a DBA, they are combined into a single ITS Specification to align with the ISTS presentation. ITS 3.6.4.3 requires two FRVS ventilation units and six FRVS recirculation units to be OPERABLE. This changes the presentation of the CTS to combine two Specifications into one Specification.
 
This change is only an enhanced presentation of the existing requirements and does not alter the intent of the requirements. As such, this change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A03                                                CTS 3.6.5.3.1 and CTS 3.6.5.3.2 Applicability states, in part,                      OPERATIONAL CONDITIONS 1, 2, 3,                          and *. ITS 3.6.4.3 Applicability states, in part, MODES 1, 2, and 3.                                    This changes the CTS by incorporating the ITS MODE definition. CTS 3.6.5.3.1 and 3.6.5.3.2 Applicability                                Footnote
* states  When recently irradiated fuel is being handled in the secondary containment. ITS 3.6.4.3              Applicability states, in part,  During movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment. This changes the CTS by incorporating                      ITS terminology during movement of recently irradiated fuel in lieu of CTS terminology w  hen recently irradiated fuel is being handled.
 
The purpose of CTS 3.6.5.3.1 and 3.6.5.3.2 Applicability is to establish the Operational Condition (i.e., ITS MODE) and other applicable conditions in which the LCO is required. This change is acceptable because the Applicability of MODE is not changed,          and the modified terminology does not change the intent of the Applicability condition. This change is designated as an administrative change and is acceptable because it does not result in a technical change to the CTS.
 
A04                                                CTS 3.6.5.3.1 Action a.2 requires placing the OPERABLE FRVS ventilation unit in operation or suspending handling of recently irradiated fuel in the secondary containment. CTS 3.6.5.3.1 Action b requires suspending handling of recently irradiated fuel in the secondary containment. CTS 3.6.5.3.2 Actions                    a.2 and b
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 5 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.3, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
requires suspending handling of recently irradiated fuel in the secondary containment. These CTS actions do not explicitly state a Completion Time. ITS 3.6.4.3 Required Actions                                          D.1, D.2, E.1, and                                                                            G.1 require the same actions with a completion time of I  mmediately. This changes the CTS by clarifying the intended Completion Time of "Immediately" to perform these actions.
 
The purpose of the subject CTS Actions is to immediately suspend activities that represent a potential for releasing a significant amount of radioactive material to the secondary containment, thus placing the plant in a condition that minimizes risk. With no Completion Time stipulated, the time implied to perform the subject Actions is to perform the actions "without delay" and in a controlled manner, consistent with the ISTS definition of "Immediately" stated in ITS Section 1.3, "Completion Times." Therefore, establishing a Completion Time of Immediately maintains the CTS intent for performance of the subject Actions. This change is designated as administrative because it does not result in technical changes to the CTS.
 
A05                                                CTS 4.6.5.3.1.c, 4.6.5.3.1.d, 4.6.                                5.3.1.e.1, 4.6.5.3.1.f, 4.6.5.3.1.g, 4.6.5.3.2.c, 4.6.5.3.2.e.1,            and 4.6.5.3.2.f            provide requirements for testing the FRVS ventilation unit and recirculation                                            unit filters. These requirements are moved to          a new Ventilation Filter Testing Program (VFTP) in ITS Section 5.5, Programs and Manuals. ITS SR 3.6.4.3.2 provides the requirement to test the FRVS ventilation unit and recirculation unit filters in accordance with the VFTP. This changes the CTS by moving specific details for ventilation filter testing to a new program and adding a surveillance requirement to ensure these tests are performed.
 
The purpose of subject          CTS Surveillance Requirements is to provide testing requirements, including acceptance criteria, for the FRVS ventilation unit and recirculation unit filters. Because other systems have ventilation filters with similar testing requirements, ITS consolidates these requirements into one VFTP.
In order to ensure the VFTP requirements are applicable to the                                FRVS ventilation unit and recirculation unit filters, a new surveillance requirement is added to clarify that the tests of the Ventilation Filter Testing Program must also be completed and passed for determining                                            OPERABILITY of the FRVS. Any technical changes to these requirements                    will be addressed in the Discussion of Changes for ITS Section 5.5. Since this is an enhanced                                                                            presentation                                            preference that maintains current requirements, this change is considered administrative.
 
MORE RESTRICTIVE CHANGES
 
None
 
RELOCATED SPECIFICATIONS
 
None
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 2 of 5 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.3, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
REMOVED DETAIL CHANGES
 
LA01                                                                      (Type 4 -                      Removal of LCO, SR, or other TS requirement to the TRM, UFSAR, ODCM, QAP, CLRT Program, IST Program, ISI Program, or Surveillance Frequency Control Program          )  CTS                      4.6.5.3.1.a and 4.6.5.3.2.a require            verifying the water seal bucket traps for each FRVS ventilation unit and recirculation unit have a water seal and make up any evaporative losses by filling the traps to the overflow. ITS 3.6.4.3 does not include this Surveillance.                                                      This changes the CTS by moving procedural                                                      details regarding FRVS                                                      OPERABILITY from the Technical Specifications to the Technical Requirements Manual (TRM).
 
The removal of these details, which are related to procedural detail for maintaining the integrity of the FRVS, which forms the secondary containment boundary, from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety. The definition of OPERABLE, specified in ITS Section 1.1 requires, in part, that a component or device shall be OPERABLE or have OPERABILITY when it is capable of performing its specified safety function(s) and when cooling and seal water that is required for the component or device to perform its specified safety function                                            are also capable of performing their related support function. The ITS 3.        6.4.3 retains the FRVS requirement that two ventilation units and six recirculation units        be OPERABLE                          and Surveillance testing requirements to verify OPERABILITY of the FRVS. Additionally, the Surveillances specified in ITS 3.6.4.1 ensure the secondary containment boundary is intact and can maintain a negative pressure during accident conditions. Also, this change is acceptable because the removed information will be adequately controlled in the TRM                                                    . The TRM is controlled under 10 CFR 50.59 which ensures changes are properly evaluated. This change is designated as a less restrictive removal of detail change because procedural detail to maintain the integrity of the FRVS is being removed from the Technical Specifications.
 
LA02                                                                      (Type 2 -                      Removing Descriptions of System Operation)                                              CTS 4.6.5.3.1.b and 4.6.5.3.2.b require                      initiating, from the control room, flow through the HEPA filters and charcoal adsorbers and verifying that the subsystem operates for at least 15 minutes. ITS SR 3.6.4.3.1 requires operating each                                FRVS ventilation and recirculation unit for                    15 continuous minutes.                                          This changes the CTS by moving details regarding FRVS                                                      operation                                          from the Technical Specifications to the ITS Bases.
 
The removal of operational          details related to the FRVS flowpath                      from the Technical Specifications is acceptable because this type of information is not necessary to be included in the Technical Specifications to provide adequate protection of public health and safety. ITS 3.6.4.3.1 retains the requirement to operate the FRVS, which includes initiating the FRVS from the control room and directing the flow through the HEPA filters and charcoal adsorbers. Also, this change is acceptable because the removed information will be adequately controlled in the ITS Bases. Changes to the Bases are controlled by the Technical Specification Bases Control Program in Chapter 5. This program provides for the evaluation of changes to ensure the Bases are properly controlled. This change is designated as a less restrictive removal of detail
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 3 of 5 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.3, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
change because information relating to system design is being removed from the Technical Specifications.
 
LESS RESTRICTIVE CHANGES
 
L01                                                                                                                    (Category 4 -                      Relaxation of Required Action) CTS 3.6.5.3.1 Action a.1 and CTS 3.6.5.3.2 Action a.1 and Action                                            c require the plant to be in at least HOT SHUTDOWN within the next 12 hours and in COLD SHUTDOWN within the following 24 hours when the Actions or Completion Times cannot be met. ITS 3.6.4.3 ACTIONS C and F require the unit to be placed in MODE 3 within 12 hours when the Required Actions                                                                or associated Completion Times cannot be met. This changes CTS 3.6.5.3.1 Action a.1 and CTS 3.6.5.3.2                                Action a.1 and Action c by removing the requirement to be in COLD SHUTDOWN (ITS MODE 4) within the following 24 hours, changing the end state of CTS shutdown actions from COLD SHUTDOWN within the following 24 hours to MODE 3 within 12 hours. Additionally, ITS 3.6.4.3          ACTION F is added for the condition with two FRVS ventilation units inoperable in MODE 1, 2, or 3. This changes the CTS by changing the end state for operation with one or more FRVS ventilation and recirculation units inoperable from Cold Shutdown (MODE 4) to Hot Shutdown (MODE 3).
 
The purpose of the CTS actions is to place the plant in a MODE in which overall plant risk is minimized. This change is acceptable because placing the plant in MODE 3 provides for a similar or lower risk than placing the plant in MODE 4, although voluntary entry into MODE 4 is acceptable. In addition, remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. ITS 3.6.4.3 Required Actions                                                                C.1 and F.1 are modified by the addition of a Note prohibiting entry into the end state MODE within the Applicability during startup using the provisions of LCO 3.0.4.a to provide assurance that entry into the end state MODE during startup is not made without the appropriate risk assessment. The addition of ITS 3.6.4.3          ACTIONS C and F are consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF-423-A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC-                                                        32988-                                                                                                            A, dated September 16 , 2014. (NRC ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (NRC ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the guidance of NUMARC 93-                                                    01, Rev. 4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)).
PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF-                                              IG-05-02, Implementation Guidance for TSTF-423, Rev. 1, Technical Specifications End States, NEDC-32988-                                                                                                            A, upon implementation of the end state requirements.
The change is designated less restrictive because a less restrictive action                                                                            is imposed when the specified Required Actions cannot be met.
 
L02                                                                                                                    (Category 6 -                      Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria) CTS 4.6.5.3.1.e.2 and 4.6.5.3.2.e.2 requires verifying                                                    the filter train starts and isolation dampers open on the specified                                            test signals. ITS SR 3.6.4.3.3  allows verifying each FRVS ventilation unit and recirculation unit actuates on an actual or
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 4 of 5 DISCUSSION OF CHANGES ITS 3.6.4.3, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
simulated initiation signal. This changes the CTS by allowing a satisfactory actual FRVS initiation to be used to fulfill the FRVS          functional surveillance requirement.
 
The purpose of the subject CTS        surveillances                    is to ensure the FRVS ventilation and recirculation units actuate on an initiation signal. This change is acceptable because it has been determined that the current Surveillance Requirement acceptance criteria are not the only method that can be used for verification that the equipment used to meet the LCO can perform its required functions.
Equipment cannot discriminate between an "actual" or "simulated" signal and, therefore, the results of the testing are unaffected by the type of signal used to initiate the test. This change allows taking credit for unplanned actuation if sufficient information is collected to satisfy the Surveillance test requirements.
The change also continues to allow a simulated signal to be used, if necessary.
This change is designated as less restrictive because less stringent Surveillance Requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
L03                                                                                                                      (Category 6 -                      Relaxation of Surveillance Requirement Acceptance Criteria)
CTS 4.6.5.3.1.e.2.b and CTS 4.6.5.3.2.e.2.b require verification that the FRVS ventilation and recirculation filter units start and isolation dampers open on an initiation signal. ITS SR 3.6.4.3.3 also requires verification each FRVS ventilation and recirculation unit actuates                                          on an initiation signal except for dampers          that are locked, sealed, or otherwise secured in the actuated                                position. This changes the CTS by excluding those valves that are locked, sealed, or otherwise secured in position from the verification.
 
The purpose of the          CTS Surveillance                      is to provide assurance that if an event occurred requiring FRVS ventilation and recirculation unit dampers                              to be in their actuated position, then those requiring automatic actuation would actuate to the necessary position. This change is acceptable because it                                is not necessary to verify each FRVS ventilation and recirculation unit damper          can actuate to its correct position if the damper          is already secured in the actuated                                                                                                  position.
Automatic dampers that are locked, sealed, or otherwise secured in position are not required to actuate on an actual or simulated signal in order to perform the safety function because the                                            dampers are already in the required position.
Testing such dampers          would not provide any additional assurance of OPERABILITY. FRVS ventilation and recirculation unit dampers that are required to actuate will continue to                    be tested. Thus, appropriate equipment continues to be tested in a manner and at a Frequency necessary to provide confidence that the FRVS can perform its required          safety function. Surveillance testing associated with the FRVS          continues to be adequate to                    assure, pursuant to the requirements of 10 CFR 50.36(c)(3), that the necessary quality of the FRVS                                                      is maintained, that facility operation will be within safety limits, and that the FRVS LCO will be met. This change is designated as less restrictive becaus      e less stringent SR requirements are being applied in the ITS than were applied in the CTS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 5 of 5 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) Markup and Justification for Deviations (JFD s)
CTS                                                                                                                                                                                                    FRVS              SGT System                                    1 3.6.4.3
 
3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.4.3                                                                        Standby Gas Treatment (SGT) System                  Filtration Recirculation and Ventilation System (FRVS)                                                            1
 
Two FRVS ventilation units                                                                                                                                                            3 3.6.5.3.1            LCO  3.6.4.3                                                                                                                                                  [Two] SGT subsystems shall be OPERABLE.
3.6.5.3.2                                                                        AND
 
Six FRVS recirculation units shall be OPERABLE.
 
3.6.5.3.1              APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3, 3.6.5.3.2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  During movement of [recently] irradiated fuel assemblies in the 2 1st Applicability                                                                            [secondary] containment.
3.6.5.3.1 3.6.5.3.2 2nd Applicability Footnote
* ACTIONS
 
CONDITION                                                                  REQUIRED ACTION                                                              COMPLETION TIME
 
FRVS ventilation unit                                                                          FRVS ventilation unit 3.6.5.3.1              A.                  One SGT subsystem                                      A.1                                                                        Restore SGT subsystem to 7 days                                                            1 Action a                        inoperable.                                                                          OPERABLE status.
Insert 1
 
3.6.5.3.1                B.                  Required Action and                                    B.1                                                                        ---------------NOTE                          --------------                              3 3.6.5.3.2                  C        associated Completion                                                                                                                                                                      LCO 3.0.4.a is not C Action a.1                          Time of Condition                                          A not                    applicable when entering                                                                                                                          3 DOC L01 met in MODE 1, 2, or 3.                                                              MODE 3.
or B                                                                                                                                      -------------------------------------
 
Be in MODE 3. 12                                            hours
 
3.6.5.3.1                C.                Required Action and                                      --------------------NOTE                            -------------------                                                                                              3 Action a.2                  D        associated Completion                                            LCO 3.0.3 is not applicable.
Time of Condition                                          A not ------------------------------------------------
met during movement of                                                                                          FRVS ventilation unit
[recently] irradiated fuel                                        C.1                                                                    Place OPERABLE SGT    Immediately                                                    2        3 assemblies in the                                                  D                  subsystem in operation.
[secondary]                                                                                                                                                                                                                            2 containment.                                                      OR
 
C.2                                                                    Suspend movement of  Immediately                                                            3 D                  [recently] irradiated fuel                                                                                                                        2 assemblies in [secondary]
containment.
 
Insert 2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.4.3-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                Amendment XXX FRVS 3.6.4.3 CTS                                                              INSERT 1        3
 
CONDITION                                REQUIRED ACTION                          COMPLETION TIME
 
3.6.5.3.2    B.                  One or two FRVS      B.1                                                                        Restore FRVS recirculation 7 days Action a          recirculation unit(s)                          unit(s) to OPERABLE inoperable.                                    status.
 
Insert Page 3.          6.4.3-1 FRVS 3.6.4.3 3
CTS                                                          INSERT 2
 
CONDITION                              REQUIRED ACTION                          COMPLETION TIME
 
3.6.5.3.2    E.                  Required Action and --------------------NOTE                            -------------------
Action a.2        associated Completion              LCO 3.0.3 is not applicable.
Time of Condition B not            ------------------------------------------------
met during movement of recently irradiated fuel          E.1                                                                      Suspend movement of Immediately assemblies in the                            recently irradiated fuel secondary containment.                      assemblies in secondary containment.
 
Insert Page 3.          6.4.3-1 CTS                                                                                                                                                                                                                            FRVS                SGT System                                          1 3.6.4.3
 
ACTIONS  (continued)
 
CONDITION                                                                          REQUIRED ACTION                                                                        COMPLETION TIME
 
FRVS ventilation units DOC L01                      D.                Two SGT subsystems                                                D.1                                                                      ---------------NOTE                          --------------                                                    3 F        inoperable in MODE 1,                                                                                                                                                                                LCO 3.0.4.a is not F 2, or 3.                                                                                                                                                                                  applicable when entering MODE 3.
Insert 3                                                                                                                                                                                                                                  -------------------------------------
 
Be in MODE 3. 12                                            hours
 
FRVS ventilation units 3.6.5.3.1                    E.                  Two SGT subsystems                                              E.1                                                                        ---------------NOTE                          --------------                                                  3 Action b                      G        inoperable during                                                                                                                                                                                    LCO 3.0.3 is not applicable. G movement of [          recently]                                                                                                                                                                    -------------------------------------                          2 irradiated fuel assemblies in the                                                                                                                                                                                  Suspend movement of Immediately                                    2
[secondary]                                                                                      [recently] irradiated fuel containment.                                                                                    assemblies in [secondary]                                                                                                                                            2 Insert 4                                                                                                                              containment.
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                        FREQUENCY
 
FRVS ventilation and recirculation unit 4.6.5.3.1.b                  SR  3.6.4.3.1                                                                                                                    Operate each SGT subsystem          for  15 continuous              [ 31 days                                                      2        1 4.6.5.3.2.b                                                                    minutes [with heaters operating].
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                                    2
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.4.3-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                                          Amendment XXX FRVS 3.6.4.3 3
CTS                                                                                    INSERT 3
 
OR
 
Three or more FRVS 3.6.5.3.2                recirculation units Action c                  inoperable in MODE 1, 2, or 3.
 
Insert Page 3.          6.4.3-2 FRVS 3.6.4.3 3
CTS                                                                        INSERT 4
 
OR
 
Three or more FRVS 3.6.5.3.2            recirculation units Action b              inoperable during movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment.
 
Insert Page 3.          6.4.3-2 CTS                                                                                                                                                                                        FRVS            SGT System                                  1 3.6.4.3
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SURVEILLANCE                                                                                                    FREQUENCY
 
FRVS DOC A05                  SR  3.6.4.3.2                                                                                                                    Perform required SGT          filter testing in accordance In accordance                          1 with the Ventilation Filter Testing Program (VFTP).                                                                          with the VFTP
 
FRVS ventilation unit  and recirculation unit 4.6.5.3.1.e.2              SR  3.6.4.3.3                                                                                                                    Verify each SGT subsystem          actuates on an actual [ [18] months                        2      1 4.6.5.3.2.e.2                                                        or simulated initiation signal, except for dampers DOC L02                                                            that are locked, sealed, or otherwise secured in the                                                                        OR DOC L03 actuated position.
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]                                          2
 
SR  3.6.4.3.4                                                                                                                    [ Verify each SGT filter cooler bypass damper can [ [18] months                          1      2 be opened and the fan started, except for dampers that are locked, sealed, or otherwise secured in the                                                                        OR open                                                                                        position.
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ] ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.4.3-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                          Amendment XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.4.3, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description. Th e                        Hope Creek Generating Station    (HCGS) secondary containment  atmosphere cleanup design              consists of two FRVS ventilation units and six FRVS recirculation units. A minimum of one FRVS ventilation unit and four FRVS recirculation units are  required to maintain the secondary containment at a negative pressure with respect to the environment and to process gaseous releases          ,
consistent with current licensing basis  . As discussed in Section 2.2.6.11 of the NRC safety evaluation issued with HCGS License Amendment 213 (NRC ADAMS Accession No. ML18260A203), FRVS provides the equivalent level of secondary containment protection as the    Standby Gas Treatment  (S G T ) S yst em specified in the ISTS. Deviations from the I                                  STS  in the ITS  reflect this secondary containment atmosphere cleanup                            system design.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
: 3.                    ISTS LCO 3.6.4.3 is modified in the ITS to require two                        (FRVS) ventilation units    to be OPERABLE  instead of two SGT subsystems                              and additionally requires six FRVS recirculation units    to be OPERABLE.                            These requirements are equivalent to the SGT System requirem ents specified in the ISTS. ITS 3.6.4.3 ACTIONS and Surveillance Requirements  are modified  to support this L CO              consistent with current licensing basis.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS) B ases Mar kup and Justification for Deviations (JFD s)
 
FRVS        SGT System                    1 B 3.6.4.3
 
B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.4.3  Standby Gas Treatment (SGT) System                                          Filtration Recirculation and Ventilation System (FRVS)
 
BASES                                          FRVS
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                  The SGT System is required by 10 CFR                            50, Appendix A, GDC 41, "Containment Atmosphere Cleanup" (Ref. 1). The function of the SGT                                                    FRVS System is to ensure that radioactive materials that leak from the primary containment into the [          secondary] containment following a Design Basis                                                      2 Accident (DBA) are filtered and adsorbed prior to exhausting to the environment.            (Ref. 2)
 
Insert 1                  The SGT System consists of two fully redundant subsystems, each with its own set of ductwork, dampers, charcoal filter train, and controls.
 
Each charcoal filter train consists of (components listed in order of the direction of the air flow):
: a.                                  A demister or moisture separator,
: b.                                  An electric heater,
: c.                                    A prefilter, 1
: d.                                  A high efficiency particulate air (HEPA) filter,
: e.                                  A charcoal adsorber,
: f.                                            A second HEPA filter, and
: g.                                  A centrifugal fan.
FRVS                                                            FRVS The sizing of the SGT System          equipment and components is based on the results of an infiltration analysis, as well as an exfiltration analysis of the [secondary] containment. The internal pressure of the SGT System                                                                2 boundary region is maintained at a negative pressure of [0.25] inches                                                                2 water gauge when the system is in operation, which represents the internal pressure required to ensure zero exfiltration of air from the building when exposed to a [10] mph wind blowing at an angle of [45]&deg; to the building.                                                      (Ref. 2).
 
The                                                                    demister is provided to remove entrained water in the air        , while the electric heater reduces the relative humidity of the airstream to less than
[70]% (Ref. 2). The prefilter removes large particulate matter, while the HEPA filter removes fine particulate matter and protects the charcoal from fouling. The charcoal adsorber removes gaseous elemental iodine and organic iodides, and the final HEPA filter collects any carbon fines exhausted from the charcoal adsorber.                            (Ref. 2)
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.3-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                      Revision XXX FRVS B 3.6.4.3 1
INSERT 1
 
The FRVS is comprised of two redundant ventilation units and six redundant recirculation units.
Each ventilation unit and recirculation unit consists of its own set of ductwork, dampers, filtration, and controls. Each                        recirculation filtration unit consists of (components listed in order of the direction of the air flow):
: a.                                                                                    A centrifugal fan,
: b.                                                                                      A demister,
: c.                                                                                                          A high efficiency particulate air (HEPA) filter,
: d.                                                                                    A charcoal adsorber, and
 
e                                                                                              A second HEPA filter.
 
Each ventilation filtration unit consists of (components listed in order of the direction of the air flow):
: a.                                                                                    A centrifugal fan,
: b.                                                                                    A charcoal adsorber, and
: c.                                                                                                          A HEPA filter.
 
The ventilation units do not have demisters, and there are no HEPA filters ahead of the carbon adsorbers because the ventilation units are downstream of the recirculation units containing demisters and HEPA filters. Each ventilation unit receives air from the discharge of the recirculation units. Therefore, demisters and a HEPA filter ahead of the                                          carbon adsorbers are not required for the ventilation units.
 
Insert Page B          3.6.4.3-1 FRVS          SGT System                      1 B 3.6.4.3
 
BASES
 
BACKGROUND  (continued)                                                                                                            FRVS
 
The SGT System automatically starts and operates in response to                                                                            1 FRVS ventilation and                    actuation signals indicative of conditions or an accident that could require recirculation units not necessary              operation of the system. Following initiation, both charcoal filter train fans to maintain a negative pressure in the secondary containment or                start. Upon verification that both subsystems          are operating, the                                                                  1 process gaseous releases are                  redundant subsystem is normally shut down.                                        FRVS ventilation and recirculation units FRVS APPLICABLE                                                                                                                                          The design basis for the SGT System                                                      is to mitigate the consequences of 1 SAFETY                                                                                                                                                                                                                  a loss of coolant accident and fuel handling accidents [involving handling ANALYSES                                                                                                                                                                      recently irradiated fuel (i.e., fuel that has occupied part of a critical reactor 24 hours core within the previous [X] days)] (Ref. 2). For all events analyzed, the                                                                  2 FRVS        SGT System is shown to be automatically initiated to reduce, via filtration                                                              1 and adsorption, the radioactive material released to the environment.
one FRVS ventilation unit and                          FRVS four recirculation units are          The                                                                    SGT System satisfies Criterion        3 of 10 CFR                            50.36(c)(2)(ii). 1
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Following a DBA, a minimum of one SGT subsystem          is required to 2 two OPERABLE FRVS                      maintain the [                                                      secondary] containment at a negative pressure with respect ventilation units and six              to the environment and to process gaseous releases. Meeting the LCO                                                                      1 OPERABLE recirculation units one FRVS ventilation unit and              requirements for two OPERABLE subsystems ensures operation of at four recirculation units              least one SGT subsystem in the event of a single active failure.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a DBA could lead to a fission product release to primary containment that leaks to secondary containment. Therefore, FRVS        SGT System OPERABILITY is required during these MODES.                                                                                      1 FRVS In MODES 4 and 5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. Therefore, maintaining the SGT System                                                      in OPERABLE status                      1 is not required in MODE 4 or 5, except for other situations under which significant releases of radioactive material can be postulated, such as during movement of [recently] irradiated fuel assemblies in the                                                  FRVS                2
[secondary] containment. [Due to radioactive decay, the SGT System is                                                            2        1 only required to be OPERABLE during fuel handling involving handling recently irradiated fuel (i.e., fuel that has occupied part of a critical reactor core within the previous [X] days).]                                                                                                        2 24 hours ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1 FRVS ventilation unit                                                          ventilation unit With one SGT subsystem            inoperable, the inoperable subsystem must be                                                              1 restored to OPERABLE status in 7 days. In this Condition, the remaining OPERABLE SGT subsystem is adequate to perform the required                                                                                  1 radioactivity release control function. However, the overall system reliability is reduced because a single failure in the OPERABLE ventilation unit
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.3-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                          Revision XXX FRVS        SGT System                  1 B 3.6.4.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
FRVS ventilation unit subsystem could result in the radioactivity release control function not                                              1 being adequately performed. The 7                                day Completion Time is based on consideration of such factors as the availability of the OPERABLE redundant SGT System and the low probability of a DBA occurring during                                                1 Insert 2              this period.        FRVS ventilation unit C
B.1                                                                                                                1
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------                                        3 Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effectiveness of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision [4F]                                                      .
: 2.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-                                              IG-                                        05-                                            02, Implementation Guidance for TSTF-                                              423, Revision 2, "Technical Specifications End States, NEDC-32988-                                                                                                            A," November 2009.
inoperable FRVS ventilation unit or recirculation units If the SGT subsystem            cannot be restored to OPERABLE status within the                                      1 required Completion Time in MODE 1, 2, or 3, the plant must be brought to a MODE in which overall plant risk is minimized      . To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref. 3) and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-                          risk state. C
 
Required Action                                            B.1 is modified by a Note that states that LCO 3.0.4.a is  1 not applicable when entering MODE 3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO 3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE 3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO 3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.3-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                Revision XXX FRVS B 3.6.4.3 INSERT 2          1
 
B.1
 
With one or two FRVS recirculation units inoperable, the inoperable recirculation units must be restored to OPERABLE status in 7 days. In this Condition, the remaining OPERABLE recirculation units are adequate to perform the required radioactivity release                        control function.
However, the overall system reliability is reduced because a single failure in the remaining OPERABLE recirculation units could result in the radioactivity release control function not being adequately performed. The 7                                                                                                                                                                                  day Completion Time is based on consideration of such factors as the availability of the OPERABLE recirculation units and the low probability of a DBA occurring during this period.
 
Insert Page B                                                                              3.6.4.3-3 FRVS        SGT System                    1 B 3.6.4.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
The allowed Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
D          D C.1 and C                                                                                                            .2  1 FRVS ventilation unit During movement of [recently] irradiated fuel assemblies, in the
[secondary] containment, when Required Action A.1 cannot be completed within the required Completion Time, the OPERABLE SGT subsystem                                                          1 should immediately be placed in operation. This action ensures that the ventilation unit  remaining subsystem is OPERABLE, that no failures that could                      prevent automatic actuation have occurred, and that any other failure would be readily detected.                                  D
 
An alternative to Required Action                                            C.1 is to immediately suspend activities    1 that represent a potential for releasing a significant amount of radioactive material to the [                              secondary] containment, thus placing the plant in a condition that minimizes risk. If applicable, movement of [          recently]                                        2 irradiated fuel assemblies must immediately be suspended. Suspension of these activities must not preclude completion of movement of a component to a safe position.                        D 1
The Required Actions of Condition                                            C have been modified by a Note stating that LCO 3.0.3 is not applicable. If moving [recently] irradiated fuel assemblies while in MODE 4 or 5, LCO 3.0.3 would not specify any action. If moving [          recently] irradiated fuel assemblies while in MODE 1, 2, or 3, the fuel movement is independent of reactor operations. Therefore, in either case, inability to suspend movement of [recently] irradiated fuel assemblies would not be a sufficient reason to require a reactor Insert 3                shutdown.                                                                                                              1 F
D.1                                                                                                                    1
 
                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------                                        3 Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effectiveness of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision [4F]                                                      .
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.3-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                  Revision XXX FRVS B 3.6.4.3 1
INSERT 3
 
E.1
 
During movement of recently irradiated fuel assemblies in the secondary containment when Required Action B.1 cannot be completed within the required Completion Time, the action is to immediately suspend activities that represent a potential for releasing a significant amount of radioactive material to the secondary containment, thus placing the plant in a condition that minimizes risk. If applicable, movement of recently irradiated fuel assemblies must immediately be suspended. Suspension of these activities must not preclude completion of movement of a component to a safe position.
 
The Required Action of Condition                                            E is modified by a Note stating that LCO 3.0.3 is not applicable. If moving recently irradiated fuel assemblies while in MODE 4 or 5, LCO 3.0.3 would not specify any action. If moving recently irradiated fuel assemblies while in MODE 1, 2, or 3, the fuel movement is independent of reactor operations. Therefore, in either case, inability to suspend movement of recently irradiated fuel assemblies would not be a sufficient reason to require a reactor shutdown.
 
Insert Page B          3.6.4.3-4 FRVS        SGT System                  1 B 3.6.4.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)
: 2.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-                                                                                IG-                                        05-                                            02, Implementation Guidance for TSTF-                                              423, Revision 2, "Technical      3 Specifications End States, NEDC-32988-                                                                                                            A," November 2009.
two FRVS ventilation units or three or more recirculation units If both SGTS subsystems are inoperable in MODE 1, 2, or 3, the SGT                                                      1 FRVS      system may not be capable of supporting the required radioactivity release control function. Therefore, the plant must be brought to a MODE in which overall plant risk is minimized. To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours.
 
Remaining in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref. 3) and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-                          risk state. F
 
Required Action                                            D.1 is modified by a Note that states that LCO 3.0.4.a is  1 not applicable when entering MODE 3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO 3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE 3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO          3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES or other specified                                            conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
G E.1                                                                                                              1 two FRVS ventilation units or three or more recirculation units When two SGT subsystems are inoperable, if applicable, movement of                                                  1
[recently] irradiated fuel assemblies in [secondary] containment must                                          2 immediately be suspended. Suspension of these activities shall not preclude completion of movement of a component to a safe position.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.3-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                Revision XXX FRVS        SGT System                    1 B 3.6.4.3
 
BASES
 
ACTIONS  (continued)                                          G
 
Required Action                                            E.1 has been modified by a Note stating that LCO 3.0.3            1 is not applicable. If moving [                                                      recently] irradiated fuel assemblies while in MODE 4 or 5, LCO 3.0.3 would not specify any action. If moving
[recently] irradiated fuel assemblies while in MODE 1, 2, or 3, the fuel movement is independent of reactor operations. Therefore, in either case, inability to suspend movement of [recently] irradiated fuel assemblies would not be a sufficient reason to require a reactor shutdown.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.4.3.1 REQUIREMENTS                                                                                                                                                    2 Operation [with the heaters on] for  15 continuous minutes demonstrates OPERABILITY of the system. Periodic operation ensures that [heater failure,] blockage, fan or motor failure, or excessive vibration can be detected for corrective action.                                              [ The 31                                                      day Frequency was developed in consideration of the known reliability of fan motors and controls and the redundancy available in the system.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                            4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                  ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
SR  3.6.4.3.2 FRVS This SR verifies that the required SGT                                                      filter testing is performed in    1 accordance with the Ventilation Filter Testing Program (VFTP). The VFTP includes testing HEPA filter performance, charcoal adsorber efficiency, minimum system flow rate, and the physical properties of the activated charcoal (general use and following specific operations).
Specific test frequencies and additional information are discussed in detail in the VFTP.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.3-6                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                    Revision XXX FRVS        SGT System                1 B 3.6.4.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SR  3.6.                      4.3.3 FRVS ventilation unit and each FRVS recirculation unit This SR verifies that each SGT subsystem starts                    on receipt of an actual                        1 or simulated initiation signal. The SR excludes automatic dampers that are locked, sealed, or otherwise secured in the actuated position. The SR does not apply to dampers that are locked, sealed, or otherwise secured in the actuated position since                                                      the affected dampers were verified to be in the actuated position prior to being locked, sealed, or otherwise secured. Placing an automatic damper          in a locked, sealed, or otherwise secured position requires an assessment of the          OPERABILITY                          of the system or any supported systems, including whether it is necessary for the damper to be repositioned to the non-                                                                          actuated position to support the accident analysis. Restoration of an automatic damper to the non-actuated position requires verification that the SR has been                                                                                                  met within its required Frequency.  [ While this Surveillance can be performed with the reactor at power, operating experience has shown that these components usually pass the Surveillance when performed at the [18] month Frequency. The LOGIC SYSTEM FUNCTIONAL TEST in SR 3.3.6.2.6 overlaps this SR to provide complete testing of the safety function.
Therefore, the Frequency was found to be acceptable from a reliability standpoint.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance                                                    2 Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the                                            4 Surveillance Requirement.
                                ------------------------------------------------------------------------------------------------        ]
 
[ SR  3.6.4.3.4
 
This SR verifies that the                                          filter cooler bypass damper can be opened and the fan started. This ensures that the ventilation mode of SGT System operation is available. The SR excludes automatic dampers that are locked, sealed, or otherwise secured in the open position. The SR does not apply to dampers that are locked, sealed, or otherwise secured in the open position since the affected dampers were verified to be in the open
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.4.3-7                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                              Revision XXX FRVS            SGT System                              1 B 3.6.4.3
 
BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
position prior to being locked, sealed, or otherwise secured. Placing an automatic damper in a locked, sealed, or otherwise secured position requires an assessment of the OPERABILITY                                                    of the system or any supported systems, including whether it is necessary for the damper to be closed to support the accident analysis. Restoration of an automatic damper to the closed position requires verification that the SR has been met within its required Frequency.  [ While this Surveillance can be performed with the reactor at power, operating experience has shown that these components usually pass the Surveillance when performed at the
[18] month Frequency, which is based on the refueling cycle. Therefore, the Frequency was found to be acceptable from a reliability standpoint.
 
OR                                                                                                                                                                        2
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                              -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency                                                                                                        4 description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                              -----------------------------------------------------------------------------    ----------------- ] ]
 
REFERENCES                                                                                                  1.                                  10                                            CFR                            50, Appendix A, GDC 41.
: 2.                                  FSAR, Section [6.2.3]. 6.8.2  1 U
: 3.                                  NEDC-                                                        32988-                                                                                                            A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk-Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.4.3-8                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 1 Hope Creek                                                                      Revision XXX JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ITS 3.6.4.3 BASES, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
: 1.                    Changes are made (additions, deletions, and/or changes) to the ISTS that                    reflect the plant-specific nom enclature, num ber, reference, system  description, analysis, or licensing basis description. The Hope Creek Generating Station (HCGS) secondary containment atmosphere cleanup design consists of two FRVS ventilation units and six FRVS recirculation units. FRVS provides the equivalent level of secondary containment protection as the    Standby Gas Treatment  (S G T ) S yst em specified in the ISTS. Deviations from the I                        STS  Bases are made to                          reflect this  secondary containment atmosphere cleanup    system design and support the changes made to the Specification.
: 2.                    The ISTS contains bracketed information and/or values that are generic to all General Electric BWR/4    vintage plants. The brackets are removed,                            and the proper plant specific information/value is changed to reflect the current licensing basis.
: 3.                    Hope Creek is adopting TSTF  -423-A, Technical Specification End States, consistent with ISTS 3.6.4.3 ACTION C an d  A CTI O N F. The addition of ITS ACTION C and ACTION F is consistent with Revision 5 of the ISTS as adopted by Technical Specifications Task Force (TSTF) traveler TSTF    -423-A, Revision 1, Technical Specification End States, NEDC  -32988-A, dated September 16, 2014. (      NRC ADAMS Accession No. ML102730688). The TSTF was approved for licensee adoption as documented in Federal Register Notice 76 FR 9614 (        NRC ADAMS Accession No. ML102730585). PSEG Nuclear has previously committed to assess and manage risk at HCGS in accordance with the guidance of NUMARC 93-                                                            01, Rev.
4F, Section 11 (e.g., Amendment 228 (ADAMS Accession No. ML21098A087)).
PSEG Nuclear will also follow the guidance established in TSTF    -IG-                                        05-                                            02, Implementation Guidance for TSTF    -423, Rev. 1, Technical Specifications End Sta te s, NEDC-32988-A, upon implementation of the end state requirements.
: 4.                    The Reviewers Note has been deleted. This information is for the NRC reviewer to be keyed into what is needed to meet this requirement. This Note is not meant to be retained in the final version of the plant specific submittal.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Specific No Significant Hazards Considerations (NSHCs)
 
DETERMINATION OF NO SIGNIFICANT HAZARDS CONSIDERATIONS ITS 3.6.4 .3, FILTRATION RECIRCULATION AND VENTILATION SYSTEM (FRVS)
 
There are no specific No Significant Hazards Considerations for this Specification.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ATTACHMENT 17
 
ISTS Not Adopted
 
ISTS 3.6.1.9 Main Steam Isolation Valve (MSIV)
Leakage Control System (LCS)
Improved Standard Technical Specifications (ISTS)
Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
MSIV LCS 3.6.1.9
 
1 3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.1.9                                                                    Main Steam Isolation Valve (MSIV) Leakage Control System (LCS)
 
LCO  3.6.1.9                                                                                                                                            Two MSIV LCS subsystems shall be OPERABLE.
 
APPLICABILITY:                                                                              MODES 1, 2, and 3.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                  REQUIRED ACTION                                                                              COMPLETION TIME
 
A.                    One MSIV LCS                                                          A.1                                                                      Restore MSIV LCS                        30                                            days subsystem inoperable.                                                                                    subsystem to OPERABLE status.
 
B.                  Two MSIV LCS                                                            B.1                                                                      Restore one MSIV LCS                    7 days subsystems inoperable.                                                                                    subsystem to OPERABLE status.
 
C.                Required Action and                                                      C.1                                                                      ---------------NOTE                          --------------
associated Completion                                                                                                                                                                                      LCO 3.0.4.a is not Time not met.                                                                                            applicable when entering MODE 3.
 
Be in MODE 3. 12                                            hours
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.9-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 MSIV LCS 3.6.1.9
 
1 SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                  FREQUENCY
 
SR  3.6.1.9.1                                                                                                                    Operate each MSIV LCS blower  [15] minutes.                  [ 31 days
 
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
SR  3.6.1.9.2                                                                                                                    Verify electrical continuity of each inboard MSIV            [ 31 days LCS subsystem heater element circuitry.
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
SR  3.6.1.9.3                                                                                                                    Perform a system functional test of each MSIV LCS            [ [18] months subsystem.
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.1.9-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ISTS 3.6.1.9, MAIN STEAM ISOLATION VALVE (MSIV) LEAKAGE CONTROL SYSTEM (LCS)
: 1.                    The Hope Creek Generating Station (HCGS) design does not include a Main Steam Isolation Valve (MSIV) Leakage Control System (LCS). UFSAR Section 1.8.1 states, In response to Generic Issue C-8, MSIV Leakage and Leakage Control System Failure, 10 CFR 50.67, and Regulatory Guide 1.183, the MSIV leakage control system was removed. Deletion of the MSIV LCS was approved by License Amendment 134, Increase in Allowable Main Steam Isolation Valve (MSIV)
Leakage Rate and Elimination of MSIV Sealing System, (NRC ADAMS Accession No. ML012600176). Therefore, consistent with the HCGS current licensing basis, ISTS 3.6.1.9, Main Steam Isolation Valve (MSIV) Leakage Control System (LCS),"
and associated Bases are not included in the ITS. Subsequent ISTS Specifications and associated Bases are renumbered, as applicable.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS)
Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
MSIV LCS B 3.6.1.9
 
1 B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.1.9  Main Steam Isolation Valve (MSIV) Leakage Control System (LCS)
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                The MSIV LCS supplements the isolation function of the MSIVs by processing the fission products that could leak through the closed MSIVs after a Design Basis Accident (DBA) loss of coolant accident (LOCA).
 
The MSIV LCS consists of two independent subsystems:  an inboard subsystem, connected between the inboard and outboard MSIVs, and an outboard subsystem, connected immediately downstream of the outboard MSIVs. Each subsystem is capable of processing leakage from MSIVs following a DBA LOCA. Each subsystem consists of blowers (one blower for the inboard subsystem and two blowers for the outboard subsystem),
valves, piping, and heaters (for the inboard subsystem only). Four electric heaters in the inboard subsystem are provided to boil off any condensate prior to the gas mixture passing through the flow limiter.
 
Each subsystem operates in two process modes:  depressurization and bleedoff. The depressurization process reduces the steam line pressure to within the operating capability of equipment used for the bleedoff mode. During bleedoff (long term leakage                        control), the blowers maintain a negative pressure in the main steam lines (Ref. 1). This ensures the leakage through the closed MSIVs is collected and processed by the MSIV LCS. In both process modes, the effluent is discharged to the secondary containment and ultimately filtered by the Standby Gas Treatment (SGT) System.
 
The MSIV LCS is manually initiated approximately 20                                                    minutes following a DBA LOCA (Ref. 2).
 
APPLICABLE                                                                                                                                    The MSIV LCS mitigates the consequences of a DBA LOCA by ensuring SAFETY                                                                                                                                                                                                                  that fission products that may leak from the closed MSIVs are diverted to ANALYSES                                                                                                                                                                      the secondary containment and ultimately filtered by the SGT System.
The operation of the MSIV LCS prevents a release of untreated leakage for this type of event.
 
The MSIV LCS satisfies Criterion                                          3 of 10                                                        CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    One MSIV LCS subsystem can provide the required processing of the MSIV leakage. To ensure that this capability is available, assuming worst case single failure, two MSIV LCS subsystems must be OPERABLE.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.9-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 MSIV LCS B 3.6.1.9
 
1 BASES
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1, 2, and                                                                            3, a DBA could lead to a fission product release to primary containment. Therefore, MSIV LCS OPERABILITY is required during these MODES. In MODES 4 and 5, the probability and consequences of these events are reduced due to the pressure                    and temperature limitations in these MODES. Therefore, maintaining the MSIV LCS OPERABLE is not required in MODE 4 or 5 to ensure MSIV leakage is processed.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
With one MSIV LCS subsystem inoperable, the inoperable MSIV LCS subsystem must be restored to OPERABLE status within 30                                                                              days. In this Condition, the remaining OPERABLE MSIV LCS subsystem is adequate to perform the required leakage control function. However, the overall reliability is reduced because a single failure in the remaining subsystem could result in a total loss of MSIV leakage control function. The 30 day Completion Time is based on the redundant capability afforded by the remaining OPERABLE MSIV LCS subsystem and the low probability of a DBA LOCA occurring during this period.
 
B.1
 
With two MSIV LCS subsystems inoperable, at least one subsystem must be restored to OPERABLE status within 7                      days. The 7                      day Completion Time is based on the low probability of the occurrence of a DBA LOCA.
 
C.1
 
                                    -----------------------------------REVIEWERS NOTE ----------------------------------
Adoption of a MODE 3 end state requires the licensee to make the following commitments:
: 1.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in Section 11 of NUMARC 93-01, "Industry Guidance for Monitoring the Effectiveness of Maintenance at Nuclear Power Plants," Nuclear Management and Resource Council, Revision [4F]                                                      .
: 2.                                  [LICENSEE] will follow the guidance established in TSTF-                                              IG-                                        05-                                            02, Implementation Guidance for TSTF-                                              423, Revision 2, "Technical Specifications End States, NEDC-32988-                                                                                                            A," November 2009.
 
If the MSIV LCS subsystem cannot be restored to OPERABLE status within the required Completion Time, the plant must be brought to a MODE in which overall plant risk is minimized        . To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12                      hours.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.9-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 MSIV LCS B 3.6.1.9
 
1 BASES
 
ACTIONS  (continued)
 
Remaining                                            in the Applicability of the LCO is acceptable because the plant risk in MODE 3 is similar to or lower than the risk in MODE 4 (Ref. 3) and because the time spent in MODE 3 to perform the necessary repairs to restore the system to OPERABLE status will be short. However, voluntary entry into MODE 4 may be made as it is also an acceptable low-                          risk state.
 
Required Action                                            C.1 is modified                                            by a Note that states that LCO 3.0.4.a is not applicable when entering MODE 3. This Note prohibits the use of LCO 3.0.4.a to enter MODE 3 during startup with the LCO not met.
However, there is no restriction on the use of LCO 3.0.4.b, if applicable, because LCO 3.0.4.b requires performance of a risk assessment addressing inoperable systems and components, consideration of the results, determination of the acceptability of entering MODE 3, and establishment of risk management actions, if appropriate. LCO          3.0.4 is not applicable to, and the Note does not preclude, changes in MODES or other specified conditions in the Applicability that are required to comply with ACTIONS or that are part of a shutdown of the unit.
 
The allowed Completion Time              is                                reasonable, based on operating experience, to reach the required plant conditions from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.1.9.1 REQUIREMENTS Each MSIV LCS blower is operated for  [15] minutes to verify OPERABILITY.  [ The 31 day Frequency was developed considering the known reliability of the LCS blower and controls, the two subsystem redundancy, and the low probability of a significant degradation of the MSIV LCS subsystems occurring between surveillances and has been shown to be acceptable through operating experience.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVI                            EWERS NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              -----------------------------------------------------------------    -------------------------------  ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.9-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 MSIV LCS B 3.6.1.9
 
1 BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
SR  3.6.1.9.2
 
The electrical continuity of each inboard MSIV LCS subsystem heater is verified by a resistance check, by verifying that the rate of temperature increase meets specifications, or by verifying that the current or wattage draw meets specifications.  [ The 31 day Frequency is based on operating experience that has shown that these components usually pass this Surveillance when performed at this Frequency.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                              -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                              -----------------------------------------------------------------    -------------------------------  ]
 
SR  3.6.1.9.3
 
A system functional test is performed to ensure that the MSIV LCS will operate through its operating sequence. This includes verifying that the automatic positioning of the valves and the operation of each interlock and timer are correct, that the blowers start and develop the required flow rate and the necessary vacuum, and that the upstream heaters meet current or wattage draw requirements (if not used to verify electrical continuity in SR 3.6.1.9.2).  [ The [18] month Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the conditions that apply during a plant outage and the potential for an unplanned transient if the Surveillance were performed with the reactor at power. Operating experience has shown that these components usually pass the Surveillance when performed at the [18] month Frequency. Therefore, the Frequency was concluded to be acceptable from a reliability standpoint.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.9-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 MSIV LCS B 3.6.1.9
 
1 BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
                                                                      -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                                      -----------------------------------------------------------------    -------------------------------  ]
 
REFERENCES                                                                                                  1.                                  FSAR, Section [6.5].
: 2.                                  Regulatory Guide                                            1.96, Revision                                            [1].
: 3.                                  NEDC-                                                        32988-                                                                                                            A, Revision 2, Technical Justification to Support Risk-Informed Modification to Selected Required End States for BWR Plants, December 2002.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.1.9-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ISTS 3.6.1.9 BASES, MAIN STEAM ISOLATION VALVE (MSIV) LEAKAGE CONTROL SYSTEM (LCS)
: 1.                                    The Hope Creek Generating Station (HCGS) design does not include a Main Steam Isolation Valve (MSIV) Leakage Control System (LCS). Deletion of the MSIV LCS was approved by License Amendment 134, Increase in Allowable Main Steam Isolation Valve (MSIV) Leakage Rate and Elimination of MSIV Sealing System, (NRC ADAMS Accession No. ML012600176). Therefore, consistent with the HCGS current licensing basis, ISTS 3.6.1.9, Main Steam Isolation Valve (MSIV) Leakage Control System (LCS)," and associated Bases are not included in the ITS.
Subsequent ISTS Specifications and associated Bases are renumbered, as applicable.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 ISTS 3.6.2.5, Drywell-to-Suppression Chamber Differential Pressure
 
Improved Standard Technical Specifications (ISTS)
Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
Drywell-to-Suppression Chamber Differential Pressure 3.6.2.5
 
1 3.6CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.2.5                                                                                                                                                                                              Drywell-to-Suppression Chamber Differential Pressure
 
LCO  3.6.2.5                                                                                                                                                                                                                                                                                              The drywell pressure shall be maintained                                                                              [1.5]                                                                            psid above the pressure of the suppression chamber.
 
APPLICABILITY:                                                                              MODE 1 with THERMAL POWER > [15]% RTP.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                                                REQUIRED ACTION                                                                                            COMPLETION TIME
 
A.                    Drywell-to-suppression                                                              A.1                                                                        -----------                                                                                                                                                NOTE -------------
chamber differential                                                                                                                                                                                                  LCO 3.0.4.c is applicable.
pressure not within limit.                                                                                                                                                                                              ----------------------------------
 
Restore differential 72                                            hours pressure to within limit.
 
B.                    Required Action and                                                                  B.1                                                                        Reduce THERMAL                                          12                                            hours associated Completion                                                                                                    POWER to                                                        [15]% RTP.
Time not met.
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                                                          FREQUENCY
 
SR  3.6.2.5.1                                                                                                                                                                                                                                                                              Verify drywell-to-suppression chamber differential [ 12                                            hours pressure is within limit.
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                      3.6.2.5-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  Rev. 5.0 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ISTS 3.6.2                                            .5, DRYWELL-TO            -SUPPRESSION CHAMBER DIFFERENTIAL PRESSURE
: 1.                                                      At Hope Creek Generating Station (HCGS), maintaining the drywell at a slightly higher pressure with                                  respect to the suppression chamber is not required                                                                                          to minimize the drywell pressure                      increase necessary to clear the downcomer pipes  and to minimize the mass of the accelerated water leg. Therefore, consistent with HCGS current licensing basis, ISTS 3.6.2.5,                                                                                                                                      Drywell-t            o-Suppression Chamber Differential Pressure," and associated Bases are not included in the ITS.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS)
Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
Drywell-to-Suppression Chamber Differential Pressure B 3.6.2.5
 
1 B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.2.5  Drywell-to-Suppression Chamber Differential Pressure
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                              The toroidal shaped suppression chamber, which contains the suppression pool, is connected to the drywell (part of the primary containment) by [eight] main vent pipes. The main vent pipes exhaust into a continuous vent header, from which [96] downcomer pipes extend into the suppression pool. The pipe exit is [4]                                                        ft below the minimum suppression pool water level required by LCO  3.6.2.2, "Suppression Pool Water Level."  During a loss of coolant accident (LOCA), the increasing drywell pressure will force the waterleg in the downcomer pipes into the suppression pool at substantial velocities as the "blowdown" phase of the event begins. The length of the waterleg has a significant effect on the resultant primary containment pressures and loads.
 
APPLICABLE                                                                                                                                                                  The purpose of maintaining the drywell at a slightly higher p ressure with SAFETY                                                                                                                                                                                                                    respect to the suppression chamber is to minimize the drywell pressure ANALYSES                                                                                                                                                                        increase necessary to clear the downcomer pipes to commence condensation of steam in the suppression pool and to minimize the mass of the accelerated water leg. This reduces the hydrodynamic loads on the torus during the LOCA blowdown. The required differential pressure results in a downcomer waterleg of [3.06 to 3.58]  ft.
 
Initial drywell-to-suppression chamber differential pr                                                            essure affects both the dynamic pool loads on the suppression chamber and the peak drywell pressure during downcomer pipe clearing during a Design Basis Accident LOCA. Drywell-to-suppression chamber differential pressure must be maintained within the specified limits so that the safety analysis remains valid.
 
Drywell-to-suppression chamber differential pressure satisfies Criterion                                                                                                        2 of 10                                                                                        CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                        A drywell-to-suppression chamber differential pressure limit of [1.5]                                                                                                                                                                                                    psid is required to ensure that the containment conditions assumed in the safety analyses are met. A drywell-to-suppression chamber differential pressure of <                                                                    [1.5]                                                                            psid corresponds to a downcomer water leg of >                                                                                                                            [3.58]                                                                                        ft.
Failure to maintain the required differential pressure could result in excessive forces on the suppression chamber due to higher water clearing loads from downcomer vents and higher pressure buildup in the drywell.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.2.5-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 Drywell-to-Suppression Chamber Differential Pressure B 3.6.2.5
 
1 BASES
 
APPLICABILITY                                                                                          Drywell-to-suppression chamber differential pressure must be controlled when the primary containment is inert. The primary containment must be inert in MODE 1 with THERMAL POWER >                                  [15]% RTP, since this is the condition with the highest probability for an event that could impose large loads on the primary containment.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
If drywell-to-                                            suppression chamber differential pressure is not within the limit, the conditions assumed in the safety analyses are not met and the differential pressure must be restored to within the limit within 8                                                        hours.
The 72                                            hour Completion Time takes into account the low probability of an event that would create excessive suppression chamber loads occurring during this time period.
 
A Note permits the use of the provisions of LCO  3.0.4.c. This allowance permits entry into the applicable MODE(S) while relying on the ACTIONS.
This allowance is acceptable because i                                nerting the primary containment prevents containment access without an appropriate breathing apparatus.
Therefore, the primary containment is inerted as late as possible in the plant startup, after entering MODE 1 with THERMAL POWER
                                      > [15]% RTP, and de-inerted as soon as possible in the plant shutdown.
It is acceptable to intentionally enter Required Action                                                                              A.1 prior to a shutdown in order to begin de-inerting the primary containment prior to exiting the Applicability.
 
B.1
 
If the differential pressure cannot be restored to within limits within the associated Completion Time, the plant must be placed in a MODE in which the LCO does not apply. This is done by reducing power to
[15]% RTP within 12                                                                            hours. The 12                                            hour Completion Time is reasonable, based on operating experience, to reduce reactor power from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.2.5-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 Drywell-to-Suppression Chamber Differential Pressure B 3.6.2.5
 
1 BASES
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.2.5.1 REQUIREMENTS The drywell-to-suppression chamber differential pressure is regularly monitored to ensure that the required limits are satisfied.  [                                                                              The 12                                                                                                    hour Frequency of this SR was developed based on operating experience relative to differential pressure variations and pressure instrument drift during applicable MODES and by assessing the proximity to the specified LCO differential pressure limit. Furthermore, the 12                                                                                                                                                          hour Frequency is considered adequate in view of other indications available in the control room, including alarms, to alert the operator to an abnormal pressure condition.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                              -----------------------------------REV                                      IEWERS NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of                                                                    Frequency in the Surveillance Requirement.
                                              -----------------------------------------------------------------                                      -------------------------------              ]
 
REFERENCES                                                                                                            None.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                    B 3.6.2.5-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ISTS 3.                          6.2.5 BASES, DRYWELL-TO            -SUPPRESSION CHAMBER DIFFERENTIAL PRESSURE
: 1.                                                                      At Hope Creek Generating Station (HCGS), maintaining the drywell at a slightly higher pressure with respect to the suppression chamber is not required to minimize the drywell pressure increase necessary to clear the downcomer pipes and to minimize the mass of the accelerated water leg. Therefore, consistent with HCGS current licensing basis, ISTS 3.6.2.5, Drywell  -to-Suppression Chamber Differential Pressure," and associated Bases are not included in the ITS .
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      Page 1 of 1 ISTS 3.6.3.1, Drywell Cooling System Fans Improved Standard Technical Specifications (ISTS)
Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
[Drywell Cooling System Fans]
3.6.3.1
 
1 3.6                        CONTAINMENT SYSTEMS
 
3.6.3.1                                                                    [Drywell Cooling System Fans]
 
LCO  3.6.3.1                                                                                                                                                      Two [drywell cooling system fans] shall be OPERABLE.
 
APPLICABILITY:                                                                              MODES 1 and                                                                              2.
 
ACTIONS
 
CONDITION                                                                            REQUIRED ACTION                                                                        COMPLETION TIME
 
A.                              One [required] [drywell                                A.1                                                                                Restore [required] [drywell 30                                            days cooling system fan]                                                                                cooling system fan] to inoperable.                                                                                        OPERABLE status.
 
B.                            Two [required] [drywell                                B.1                                                                                    Restore one [required] 7 days cooling system fans]                                                                              [drywell cooling system fan]
inoperable.                                                                                        to OPERABLE status.                                                                  [OR
 
In accordance with the Risk Informed Completion Time Program]
 
C.                          Required Action and                                      C.1                                                                              Be in MODE 3.            12                                            hours associated Completion Time not met.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.3.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0
[Drywell Cooling System Fans]
3.6.3.1
 
1 SURVEILLANCE REQUIREMENTS
 
SURVEILLANCE                                                                                                                            FREQUENCY
 
SR  3.6.3.1.1                                                                                                                      Operate each [required] [drywell cooling system fan]                      [ 92 days for  [15] minutes.
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ]
 
SR  3.6.3.1.2                                                                                                                    [ Verify each [required] [drywell cooling system fan]                      [ [18] months flow rate is  [500] scfm.
OR
 
In accordance with the Surveillance Frequency Control Program ] ]
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                                                                                                        3.6.3.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            Rev. 5.0 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ISTS 3.6.3.1, [DRYWELL COOLING SYSTEM FANS])
: 1.                    At Hope Creek Generating Station (HCGS), the drywell fans have not been classified as safety-related to provide post-accident mixing. HCGS analyses indicate that adequate mixing is obtained from convection, diffusion, and turbulence and that no mechanical means of mixing is necessary. Therefore, consistent with HCGS current licensing basis, ISTS 3.6.3.1, Drywell Cooling System Fans," and associated Bases are not included in the ITS. Subsequent ISTS Specifications and associated Bases are renumbered, as applicable.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1 Improved Standard Technical Specifications (ISTS)
Bases Markup and Justification for Deviations (JFDs)
 
[Drywell Cooling System Fans]
B 3.6.3.1
 
1 B 3.6  CONTAINMENT SYSTEMS
 
B 3.6.3.1  [Drywell Cooling System Fans]
 
BASES
 
BACKGROUND                                                                                                                                                                                The [Drywell Cooling System fans] ensure a uniformly mixed post accident primary containment atmosphere, thereby minimizing the potential for local hydrogen burns due to a pocket of hydrogen above the flammable concentration.
 
The [Drywell Cooling System fans] are an Engineered Safety Feature and are designed to withstand post accident environments without loss of function. The system has two independent subsystems consisting of fans, fan coil units, motors, controls, and ducting. Each subsystem is sized to circulate [500] scfm. The [Drywell Cooling System fans] employ both forced circulation and natural circulation to ensure the proper mixing of hydrogen in primary containment. The recirculation fans provide the forced circulation to mix hydrogen while the fan coils provide the natural circulation by increasing the density through the cooling of the hot gases at the top of the drywell causing the cooled gases to gravitate to the bottom of the drywell. The two subsystems are initiated manually since flammability limits would not be reached until several days after an accident. Each subsystem is powered from a separate emergency power supply. Since each subsystem can provide 100% of the mixing requirements, the system will provide its design function with a worst case single active failure.
 
The [Drywell Cooling System fans] use the Drywell Cooling System recirculating fans to mix the drywell atmosphere. The fan coil units and recirculation fans are automatically disengaged during an                                                                            accident but may be restored to service manually by the operator. In the event of a loss of offsite power, all fan coil units, recirculating fans, and primary containment water chillers are transferred to the emergency diesels. The fan coil units and recirculating fans are started automatically from diesel power upon loss of offsite power.
 
APPLICABLE                                                                                                                                    The [Drywell Cooling System fans] ensure a mixed atmosphere for SAFETY                                                                                                                                                                                                                  combustible gas control as required by 10                                          CFR                              50.44 (b)(1).            The ANALYSES                                                                                                                                                                        [Drywell Cooling System fans] were originally designed to help mitigate the potential consequences of hydrogen generation following a Design Basis Accident (DBA) loss of coolant accident (LOCA). However, more recent  studies have shown that the hydrogen release postulated from a DBA LOCA is not risk significant because it is not large enough to lead to early containment failure. The revised rule effective October 16, 2003, eliminated the design basis LOCA hydrogen release from 10                                                      CFR 50.44 but retained the requirement for all containment types to have the capability for ensuring a mixed atmosphere in order to prevent
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.3.1-1                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0
[Drywell Cooling System Fans]
B 3.6.3.1
 
1 BASES
 
APPLICABLE SAFETY ANALYSIS  (continued)
 
local accumulation of detonable gases that could threaten containment integrity or equipment operating in a local compartment.
 
The [Drywell Cooling System fans] provide the capability for reducing the local hydrogen concentration to approximately the bulk average concentration following an                      accident.
 
Hydrogen may accumulate in primary containment following an                                                                            accident as a result of:
: a.                                  A metal steam reaction between the zirconium fuel rod cladding and the reactor coolant or
: b.                                  Radiolytic decomposition of water in the Reactor Coolant System.
 
To evaluate the potential for hydrogen accumulation in primary containment following an                      accident, the hydrogen generation as a function of time following the initiation of the accident is calculated. Conservative assumptions recommended by Reference 1 are used to maximize the amount of hydrogen calculated.
 
The Reference                      2 calculations show that natural circulation phenomena result in acceptably small gradient concentration difference                              s                    in the drywell and                                                                  in the suppression chamber. Even though this gradient is acceptably small and no credit for mechanical mixing was assumed in the analysis, two [Drywell Cooling System fans] are [required] to be OPERABLE (typically four to six fans are required to keep the drywell cool during operation in MODE 1 or 2) by this LCO.
 
The [Drywell Cooling System fans] satisfy Criterion                                          4 of 10                                            CFR                            50.36(c)(2)(ii).
 
LCO                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Two [Drywell Cooling System fans] must be OPERABLE to ensure operation of at least one fan in the event of a worst case single active failure. Each of these fans must be powered from an independent safety related bus.
 
Operation with at least one fan provides the capability of controlling the bulk hydrogen concentration in primary containment without exceeding the flammability limit.
 
APPLICABILITY                                                                                            In MODES 1 and 2, the two [Drywell Cooling System fans] ensure the capability to prevent localized hydrogen concentrations above the flammability limit of 4.0 v/o in drywell, assuming a worst case single active failure.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.3.1-2                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0
[Drywell Cooling System Fans]
B 3.6.3.1
 
1 BASES
 
APPLICABILITY  (continued)
 
In MODE 3, both the hydrogen production rate and the total hydrogen produced after an                                accident would be less than that calculated for an accident in MODE 1 or 2. Also, because of the limited time in this MODE, the probability of an accident requiring the [Drywell Cooling System fans]
is low. Therefore, the [Drywell Cooling System fans] are not required in MODE 3.
 
In MODES 4 and 5, the probability and consequences of an                                accident are reduced due to the pressure and temperature limitations in these MODES. Therefore, the [Drywell Cooling System fans] are not required in these MODES.
 
ACTIONS                                                                                                                                                                                                          A.1
 
With one [required] [Drywell Cooling System fan] inoperable, the inoperable fan must be restored to OPERABLE status within 30                                                                                                    days. In this Condition, the remaining OPERABLE fan is adequate to perform the hydrogen mixing function. However, the overall reliability is reduced because a single failure in the OPERABLE fan could result in reduced hydrogen mixing capability. The 30                                                                          day Completion Time is based on the availability of the second fan, the low probability of the occurrence of a                                n accident that would generate hydrogen in amounts capable of exceeding the flammability limit, and the amount of time available after the event for operator action to prevent exceeding this limit.
 
B.1
 
Continued operation is permitted with two [Drywell Cooling System fans]
inoperable for up to 7                                days [or in accordance with the Risk Informed Completion Time Program]. Seven days is a reasonable time to allow two [Drywell Cooling System fans] to be inoperable because of the low probability of the occurrence of an                                accident that would generate hydrogen in amounts capable of exceeding the flammability limit and due to post                                -
accident natural circulation forces that promote mixing.
 
C.1
 
If any Required Action and associated Completion Time cannot be met, the plant must be brought to a MODE in which the LCO does not apply.
To achieve this status, the plant must be brought to at least MODE 3 within 12 hours. The allowed Completion Time of 12                                            hours is reasonable, based on operating experience, to reach MODE 3 from full power conditions in an orderly manner and without challenging plant systems.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.3.1-3                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0
[Drywell Cooling System Fans]
B 3.6.3.1
 
1 BASES
 
SURVEILLANCE                                                                            SR  3.6.3.1.1 REQUIREMENTS Operating each [required] [Drywell Cooling System fan] for  15                                            minutes ensures that each subsystem is OPERABLE and that all associated controls are functioning properly. It also ensures that blockage, fan or motor failure, or excessive vibration can be detected for corrective action.
[ The 92                                                      day Frequency is consistent with the INSERVICE TESTING PROGRAM Frequencies, operating experience, the known reliability of the fan motors and controls, and the two redundant fans available.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
                                -----------------------------------REVIEWERS                          NOTE-----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                -----------------------------------------------------------------    -------------------------------  ]
 
[ SR  3.6.3.1.2
 
Verifying that each [required] [Drywell Cooling System fan] flow rate is
[500] scfm ensures that each fan is capable of maintaining localized hydrogen concentrations below the flammability limit.  [ The [18] month Frequency is based on the need to perform this Surveillance under the conditions that apply during a plant outage and the potential for an unplanned transient if the Surveillance were performed with the reactor at power. Operating experience has shown these components usually pass the Surveillance when performed at the [18] month Frequency.
Therefore, the Frequency was concluded to be acceptable from a reliability standpoint.
 
OR
 
The Surveillance Frequency is controlled under the Surveillance Frequency Control Program.
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.3.1-4                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0
[Drywell Cooling System Fans]
B 3.6.3.1
 
1 BASES
 
SURVEILLANCE REQUIREMENTS  (continued)
 
                                                                  -----------------------------------REVIEWERS NOTE                        -----------------------------------
Plants controlling Surveillance Frequencies under a Surveillance Frequency Control Program should utilize the appropriate Frequency description, given above, and the appropriate choice of Frequency in the Surveillance Requirement.
                                                                  ---------------------------------------------------------------    -------------------------------  ] ]
 
REFERENCES                                                                                                          1.                                  Regulatory Guide                                          1.7, Revision                                            [3].
: 2.                                  FSAR, Section [6.2.5].
 
General Electric BWR/4 STS                                                                                                                                                                B 3.6.3.1-5                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                Rev. 5.0 JUSTIFICATION FOR DEVIATIONS ISTS 3.6.3.1 BASES, [Drywell Cooling System Fans]
: 1.                    At Hope Creek Generating Station (HCGS), the drywell fans have not been classified as safety-related to provide post-accident mixing. HCGS analyses indicate that adequate mixing is obtained from convection, diffusion, and turbulence and that no mechanical means of mixing is necessary. Therefore, consistent with HCGS current licensing basis, ISTS 3.6.3.1, Drywell Cooling System Fans," and associated Bases are not included in the ITS. Subsequent ISTS Specifications and associated Bases are renumbered, as applicable.
 
Hope Creek                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    Page 1 of 1}}

Latest revision as of 13:53, 4 October 2024

Enclosure 2: Hope Creek Generating Station Improved Technical Specifications Conversion - Volume 11
ML24142A439
Person / Time
Site: Hope Creek PSEG icon.png
Issue date: 05/20/2024
From:
Public Service Enterprise Group
To:
Office of Nuclear Reactor Regulation
Shared Package
ML24142A428 List:
References
LR-N24-0029, LAR H24-02
Download: ML24142A439 (1)
v • d • e


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