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Im Rahmen der vorliegenden Arbeit wird der Transport von CO₂ aus energietechnischen Anlagen untersucht. Zunächst werden die physikalischen und technischen Randbedingungen erläutert, welche ein Transportsystem beeinflussen und beschränken, insbesondere werden die Einflüsse der thermo-dynamischen Fluideigenschaften von CO₂ und CO₂-Gemischen auf die Transportprozesse analysiert. Des Weiteren erörtert die Arbeit die Besonderheiten, die bei der Auslegung und dem Betrieb von CO₂-Pipelines (im Gegensatz beispielsweise zu Erdgaspipelines) auftreten. Der Hauptteil der Arbeit befasst sich mit der Modellierung und Simulation zweier potentieller Pipeline-transportsysteme, welche CO₂ vom Kraftwerksstandort Jänschwalde in der Lausitz a) zu einem CO₂-Hub im Hafen von Rotterdam und b) zu einem Offshore-Aquifer unter der Nordsee transportieren. Anhand dieser konkreten Fallbeispiele werden die Auslegung des Transportsystems dargestellt und die statischen und die dynamischen Betriebskennlinien der Pipelines und des Injektionsbrunnens aufgenommen und hinsichtlich der Auswirkungen auf den Betrieb unter flexiblen Lastbedingungen untersucht. Die Modellierung der Pipelines wird mithilfe der Modellierungs- und Simulationssoftware OLGA Dynamic Multiphase Flow Simulator von Schlumberger umgesetzt. Die Validierung der genutzten Submodelle der Software erfolgt über die Simulation historischer Lastfälle der Canyon-Reef-Carrier-Pipeline in Texas und der CO₂-Injektionspilotanlage Ketzin westlich von Potsdam. Die Hauptmodelle umfassen a) die Pipeline vom Kraftwerkszaun bis zum Übergabepunkt am CO₂-Hub in Rotterdam bzw. b) die Pipeline vom Kraftwerkszaun bis zum Meeresgrund sowie den Injektionsbrunnen und ein Modell des Aquiferspeichers. Es ist mit den Modellen möglich, die thermo-fluiddynamischen Prozesse des CO₂ in der Rohrleitung sowie im Injektionsbrunnen bis zum Speicher nachzubilden. Es wurden insgesamt 66 Szenarien simuliert und ausgewertet. Die simulierten Szenarien umfassen statische Kennlinien bei konstanter Last, definierte Lastzyklen mit Sprüngen konstanter Höhe, reale Lastgänge auf Basis historischer Kraftwerksmessdaten sowie typische Betriebsabläufe wie An- und Abfahren der Pipeline, Absperrung einzelner Abschnitte der Pipeline bis hin zu den Auswirkungen eines Risses in der Pipelinewand. Zu den wesentlichen Ergebnissen der Simulationen zählen die auftretenden Druckverläufe, Wärme-übergangs- und Wärmespeichervorgänge sowie das dynamische Verhalten bei wechselnden Lastbedingungen. Ausgehend von den Simulationsergebnissen werden die Pipelinesysteme charakterisiert und die dynamischen Prozesse hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf Betriebsabläufe und Auslegungskriterien untersucht. Es kann gezeigt werden, dass Pipelines für die gestellte Transportaufgabe geeignet sind und mit einem gewissen Maß an Prozessüberwachung und -regelung auch dauerhaft sicher betrieben werden können. Problematische Prozessverläufe werden eingehend diskutiert und Regelstrategien aufgezeigt, welche einen Betrieb der Pipelines sicherstellen können. In this thesis the transport of CO₂ from systems for energy generation is examined. First, the technical and physical boundary conditions which influence a transport system are discussed. Special attention is given on the influence of thermodynamic fluid properties of CO₂ and CO₂ mixtures on the transport processes. Furthermore, the differences in design and operation of CO₂ pipelines (in com-parison with e.g. natural gas pipelines) are discussed. The main section of the thesis is about the modeling and simulation of two potential pipeline transport systems transporting CO₂ from Jänschwalde (Lusatia, in the east of Germany) a) to a CO₂ hub at the port of Rotterdam and b) to a saline aquifer storage site under the North Sea. Using these case studies, the design of the transport system is presented, the static and dynamic operation characteristics of the pipelines and of the injection well are generated and evaluated in terms of effects of dynamic load conditions on the operation procedures. Modeling was done using the OLGA Dynamic Multiphase Flow Simulator of Schlumberger. Validation of the used submodels was carried out by simulation of historic load conditions using measurement data of the Canyon Reef Carrier Pipeline in Texas and the CO₂ storage pilot plant in Ketzin, west of Potsdam. The main models comprise a) a pipeline from the power plant site to the loading station at the port of Rotterdam and b) a pipeline from the power plant site to the sea ground, the injection well and the aquifer storage. The models allow simulating the thermohydraulic processes in the pipelines and in the injection well up to the boundary to the storage site. The case studies comprise static load characteristics, defined load cycles and discrete load steps, load curves based on historical measurement data of power plants as well as typical operation like start up and shut down, blow out and the effects of a pipe wall rupture. Overall, 66 cases are simulated and evaluated. The major results are pressure curves, heat transfer and heat storage processes and the dynamic system behavior under flexible load conditions. Based on the simulation results, the pipeline systems are characterized and the dynamic processes are evaluated in terms of effects on operation and design criteria. It is shown that pipelines are able to fulfill the transport task and that they can be operated permanently and safely using basic process monitoring and process control measures. Problematic processes are discussed in detail and control strategies to guarantee a safe operation are shown.