Im Rahmen der vorliegenden Arbeit wurden Pipeline- und Verdichterwerkstoffe im Hinblick auf Korrosion in uberkritischem, verunreinigtem CO2 untersucht. Der aus vier temperierten Hochdruckautoklaven bestehende Prufstand wurde von Grund auf neu konzipiert und errichtet. Zusatzlich wurde ein Befullungsschema fur die Autoklaven entwickelt, welches statische Auslagerungsversuche mit innerhalb der zu erwartenden CO2-Reinheiten frei wahlbaren Fluidzusammensetzungen ermoglicht. In der vorliegenden Literatur uber den Transport von CO2 liegen kaum Informationen uber den Einfluss der im abgeschiedenen, CO2-reichen Fluidgemisch enthaltenen Begleitstoffe auf die Korrosivitat des Fluidgemisches vor. Besonders die Auswirkungen von Schwefel- und Stickoxiden auf die Korrosivitat CO2-reicher Fluidgemische mit niedrigen Wasserdampfkonzentrationen sind bisher nicht hinreichend untersucht worden. Mit den in dieser Arbeit durchgefuhrten Experimenten und erzielten Ergebnissen konnten die fur die Korrosion kritischen Begleitstoffkomponenten identifiziert werden. Des Weiteren konnte zu einem tieferen Verstandnis der Korrosionsmechanismen beigetragen werden und es werden erste Abschatzungen uber zu erwartende Korrosionsraten geliefert. Zudem konnen auf Grundlage der erzielten Ergebnisse Ruckschlusse auf die zu wahlenden Prozessfuhrungen der verschiedenen Technologierouten zur CO2-Abtrennung gezogen werden. Der Fokus der in dieser Arbeit durchgefuhrten Untersuchungen lag auf Versuchen mit realitatsnahen, CO2-reichen Fluidgemischen mit niedrigen Wasserdampfkonzentrationen, bei denen Wasser in geloster und nicht in flussiger Form vorlag. Um Pipelinestorfalle und Zustande in Verdichterzwischenkuhlern einzubeziehen, wurden zudem Auslagerungsversuche in flussigem, CO2-gesattigtem Wasser und in Sauregemischen durchgefuhrt. Als Grundlage fur die Experimente wurden fur jede der drei Technologierouten zur CO2-Abtrennung je nach Anzahl der Prozessfuhrungsvarianten zwei bis drei Szenarien mit den zu erwartenden CO2-Reinheiten und Begleitstoffkonzentrationen definiert. Insgesamt wurden vier un- bzw. mikrolegierte Pipelinewerkstoffe und vier hochlegierte Verdichterwerkstoffe untersucht. Die vier Pipelinewerkstoffe wiesen ein sehr ahnliches Korrosionsverhalten auf. Auf Basis der hier durchgefuhrten Untersuchungen kann festgestellt werden, dass in Fluidgemischen der Pre-Combustion-Szenarien keine signifikante Korrosion eintritt, solange die Kondensation von Wasserdampf ausgeschlossen werden kann. Dies deckt sich mit Erkenntnissen aus [42] und [49], nach denen eine Kondensation unterhalb einer relativen Feuchte von 60 % unter den ungunstigsten Bedingungen in der Pipeline ausgeschlossen werden kann. Im Gegensatz zu den Ergebnissen bei Fluidgemischen aus Pre-Combustion-Verfahren kann es bei Fluidgemischen aus Oxyfuel- und Post-Combustion-Verfahren zu signifikanter Korrosion der Pipelinewerkstoffe kommen, selbst wenn die relative Feuchte deutlich unterhalb von 60 % liegt. Diese Korrosion in CO2-reichen Fluidgemischen mit geringen Wasserdampfgehalten tritt ein, da sich durch die Aufoxidation von SO2 zu SO3 und NO zu NO2 unter hohem Druck und unter Beteiligung von Wasser und Sauerstoff Schwefel- und Salpetersaure bilden. Deren Taupunkttemperaturen, die abhangig vom Druck, von der Temperatur und von der Fluidzusammensetzung sind, werden in dem ublichen Transportbereich von CO2 schnell unterschritten. Beim Unterschreiten der Sauretaupunkttemperatur kondensieren die Sauren in konzentrierter Form auf der Werkstoffoberflache und reagieren mit selbiger zu Sulfat- und Nitratverbindungen. Die Sauren selbst sowie auch deren Reaktionsprodukte mit dem Werkstoff wirken stark hygroskopisch.