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.