[pt] Os incêndios florestais podem ser uma fonte de vulnerabilidade para sistemas de potência. Esses eventos podem afetar especialmente a operação de sistemas de distribuição, interrompendo o fornecimento de energia, aumentando os custos, e diminuindo a confiabilidade. Nesta dissertação, é considerada a relação entre as decisões operativas e a probabilidade de falha nas linhas sob o contexto de queimadas. Este tipo de estudo ainda não foi devidamente avaliado pelo meio acadêmico. Ao não reconhecer este aspecto, o funcionamento dos sistemas de potência pode estar sendo prejudicado. A modelagem adequada dessa dependência poderia reduzir a incidência de queimadas e perda de carga. Considerando este aspecto, um problema de otimização distributivamente robusto de dois estágios com incerteza endógena foi desenvolvido para considerar a operação multiperíodo de sistemas de distribuição. O primeiro estágio determina a topologia da rede e os investimentos nas linhas, e o segundo estágio avalia o custo operacional esperado no pior caso. Nessa estrutura, a incerteza é modelada de forma dependente das decisões do modelo, onde as probabilidades de falha da linha são em função do fluxo de potência das próprias linhas. Um método iterativo é proposto para resolver este modelo e uma análise fora da amostra é desenvolvida para validação através de diferentes estudos. Os resultados mostraram que, ao negligenciar a dependência da incerteza, uma maior perda de carga e um maior custo operacional são esperados. Ao considerar esta nova abordagem, a confiabilidade da rede pode ser melhorada e as consequências dos incêndios podem ser mitigadas com ações mais econômicas. / [en] Wildfires can be a source of vulnerability for power systems operations. These events can especially affect the operation of distribution systems. They can interrupt energy supply, increase costs, and decrease grid resilience. Numerous approaches can be executed to prevent them. In this dissertation, it is considered the relationship between operative actions and the probability of wildfire disruption. This type of study has not been properly evaluated in technical and scientific literature. By not recognizing this aspect, the operation of power systems may be impaired. Properly modeling this dependency could lower wildfire disruption and loss of load. Considering this, a two-stage distributionally robust optimization problem with decision-dependent uncertainty is developed to consider distribution system multiperiod operation. The first stage determines the optimal switching actions and line investments, and the second stage evaluates the worst-case expected operation cost. It is designed a decision-dependent uncertainty framework where the line failure probabilities are a function (dependent) of its power flow levels. An iterative method is proposed to solve this model and an out-of-sample analysis is developed to validate it through different case studies. Results showed that, by neglecting the uncertainty dependency on operative decisions, there could be a higher expected loss of load and a higher operational cost. By considering this new approach when operating power lines, the grid s resilience could be improved and wildfire consequences can be mitigated with less costly actions.