[pt] Os sistemas elétricos de grande porte estiveram sempre fortemente associados à utilização de máquinas síncronas para a geração de energia e atendimento às cargas, tendo como outros benefícios, a possibilidade de prover o controle dinâmico do perfil de tensão da rede e a regulação da frequência elétrica. Em relação ao controle da frequência, as máquinas síncronas agregam resposta inercial, ou seja, convertem em energia elétrica parte da energia cinética armazenada em seus rotores, e vice-versa, sempre que caracterizado um desequilíbrio entre carga e geração. Este comportamento determina as taxas iniciais de variação da frequência elétrica (RoCoF – Rate of Change of Frequency), as quais podem ser definidas principalmente por dois fatores: a magnitude do desbalanço de potência ativa e a inércia global do sistema, sendo esse último dependente do número de geradores sincronizados e da inércia de cada gerador. O crescimento cada vez maior na matriz de energia elétrica de usinas eólicas e solares fotovoltaicas, que usualmente conectam-se à rede por meio de conversores eletrônicos e, portanto, não agregam resposta inercial ao sistema, trará impactos na regulação da frequência e nos valores de RoCoF. Nesse cenário, o principal objetivo deste trabalho é apresentar uma análise quantitativa da evolução das taxas de variação da frequência no SIN durante perdas de grandes blocos de geração. Os valores de RoCoF são analisados tanto do ponto de vista global, através da frequência no centro de inércia do sistema, quanto do ponto de vista regional, a partir de barras que representam as regiões do SIN. / [en] Large electrical systems have always been strongly associated with the use of synchronous machines for power generation and load service, with other benefits, possibility of providing dynamic control of the system voltage profile and frequency regulation. Regarding frequency control, synchronous machines aggregate inertial response, i.e., convert part of the kinetic energy stored in their rotors into electrical energy (and vice-versa), whenever there is an imbalance between load and generation. This behavior determines the initial Rate of Change of Frequency (RoCoF), determined mainly by two factors: a magnitude of the active power unbalance and the global inertia of the system, that is dependent on the number of synchronized generators and the inertia of each generator. The increase of wind and solar photovoltaic plants in electrical energy matrix, which are usually connected to the system through inverters and do not aggregate inertial response to the system, will impact on frequency regulation and RoCoF values. In this scenario, the main objective of this thesis is to present a quantitative analysis of the evolution of RoCoF in the Brazilian Electrical System during outages of large generation blocks. RoCoF values are analyzed from a global point of view, through the frequency at the center of inertia of the system, and from a local point of view, through buses that represent the Brazilian Electrical Subsystems.