Brevet FR3145360A1 — publié le 20240802

Procédé de fractionnement d’un produit craqué obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique d’une charge d’hydrocarbures et d’une charge d’ huile issue de sources renouvelables Ce procédé comprend la récupération, en tête d’une colonne de distillation (34) du produit craqué (32), d’un courant de gaz de tête (36), puis un refroidissement et une condensation partielle. Il comprend la séparation amont du courant partiellement condensé (74) en une fraction gazeuse (78), qui est comprimée et séparée en un flux d’hydrocarbures gazeux (88) et en un flux liquide huileux (90). Le flux gazeux (88) est fractionné pour former un courant de gaz combustible (92) lavé par un courant d’amine de lavage (96). Le flux liquide huileux (90) est séparé en des fractions d’hydrocarbures (12, 14, 16A à 16C) ; Le procédé comprend l’ajout d’un courant de bisulfite (108), en aval de la tête de la colonne de distillation (34), dans au moins un courant (78 ; 174 ; 90 ;164) issu du courant de gaz de tête (36), contenant au moins un composé oxygéné. Figure pour l'abrégé : figure 1 Procédé de fractionnement d’un produit craqué obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique d’une charge d’hydrocarbures et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables La présente invention concerne un procédé de fractionnement d’un produit craqué obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique à lit fluidisé d’une charge d’hydrocarbures et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables, le procédé comprenant les étapes suivantes : - récupération, en tête d’une colonne de distillation du produit craqué, d’un courant de gaz de tête ; - refroidissement et condensation partielle du courant de gaz de tête pour obtenir un courant partiellement condensé ; - séparation amont du courant partiellement condensé en au moins une fraction gazeuse, en au moins une fraction liquide huileuse et en au moins une fraction liquide aqueuse ; - compression et condensation au moins partielle de la fraction gazeuse pour former une fraction comprimée ; - séparation aval de la fraction comprimée en un flux d’hydrocarbures gazeux et en au moins un flux liquide huileux ; - fractionnement du flux d’hydrocarbures gazeux pour former un courant de gaz combustible à traiter, - traitement du courant de gaz combustible à traiter incluant un lavage par un courant d’amine de lavage pour obtenir un courant de gaz combustible traité, et un courant d’amine chargé en composés soufrés ; - régénération du courant d’amine de lavage à partir du courant d’amine chargé en composés soufrés ; - traitement et fractionnement du flux liquide huileux en des fractions d’hydrocarbures. Un tel procédé est destiné à être mis en œuvre pour traiter le gaz produit en tête d’une colonne de fractionnement d’un produit craqué obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique à lit fluidisé (« Fluid Catalytic Cracker » ou « FCC » en anglais). Le procédé est mis en œuvre notamment lorsque le craqueur catalytique reçoit une charge comprenant un courant d’hydrocarbures fossile et une charge contenant une huile issue de sources renouvelables injectées de manière séparée ou en mélange. Le courant d’hydrocarbures est typiquement un courant issu de la distillation sous vide d’un brut, comme par exemple un gasoil sous vide (« vacuum gas oil » ou « VGO » en anglais). L’huile issue de sources renouvelables est par exemple une huile issue de la pyrolyse de biomasse, en particulier une huile de pyrolyse de biomasse cellulosique. Du fait de la raréfaction des ressources fossiles et de préoccupations environnementales de plus en plus importantes, notamment dans le but de diminuer l’émission de gaz à effets de serre, l'utilisation de sources de carburant alternatives, ayant une empreinte carbone moindre, est de plus en plus recherchée pour remplacer les carburants conventionnels qui sont purement d'origine fossile. A cet égard, il est connu de traiter conjointement dans des craqueurs catalytiques des charges d’hydrocarbures d’origine fossile associées à une certaine quantité de charge d’origine renouvelable, généralement constituée d’une huile issue de sources renouvelables, en particulier issue de pyrolyse de la biomasse. La biomasse est facilement transformable par pyrolyse en des produits utiles, par exemple des combustibles ou des produits chimiques. En général, la biomasse est transformée en une huile combustible liquide et en un produit de carbonisation, ainsi qu'en un produit gazeux, sous l'action de la chaleur. Cette transformation est effectuée essentiellement en l'absence d'oxygène, pour ne pas engendrer un niveau significatif de combustion directe. De préférence, la pyrolyse est une pyrolyse rapide pour obtenir une huile renouvelable qui convient comme combustible dans certaines applications. Cependant, une telle huile est difficilement utilisable en tant que telle comme carburant, par exemple pour les moteurs thermiques de véhicules automobiles. Elle peut par contre être utilisée en tant que charge conjointe d’un craqueur catalytique avec des hydrocarbures fossiles issues de la distillation du brut, en général jusqu’à des proportions pouvant aller par exemple jusqu’à 20% en masse de la charge totale introduite dans le craqueur catalytique. Comme pour le craquage classique de charges d’hydrocarbures conventionnels, le produit craqué obtenu est ensuite introduit dans une unité de fractionnement pour produire les différentes fractions d’hydrocarbures souhaitées. Le fractionnement de produits de craquage issus du co-traitement des charges contenant des huiles issues de sources renouvelables peut cependant présenter des difficultés. En particulier, le fractionnement comprend généralement un lavage de certaines fractions d’hydrocarbures avec un courant d’amine, en particulier de diéthylamine, pour extraire le sulfure d’hydrogène contenu dans les fractions. Lors de la régénération de la diéthylamine, il est parfois observé un encrassement important des filtres par exemple disposés en amont du régénérateur par une matière solide. De même, certains flux d’eau de procédé fractionnés en aval de la colonne de distillation ont subi un changement de couleur qui est absent lors du fractionnement de produits de craquage de charges d’hydrocarbures purement fossiles. Un but de l’invention est de fournir un procédé de fractionnement d’un produit craqué dans un craqueur catalytique en lit fluidisé obtenu à partir de ressources partiellement renouvelables, et qui soit néanmoins simple et fiable à opérer. A cet effet, l’invention a pour objet un procédé de fractionnement du type précité caractérisé par l’ajout d’un courant de bisulfite, en aval de la tête de la colonne de distillation, dans au moins un courant issu du courant de gaz de tête, contenant au moins un composé oxygéné. Selon des modes de réalisation particuliers de l’invention, le procédé de fractionnement selon l’invention peut comprendre l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute(s) combinaison(s) techniquement possible(s) : - le courant de bisulfite est choisi parmi un courant de bisulfite de métal alcalin, en particulier un courant de bisulfite de sodium ou de potassium ; - la teneur massique en composés oxygénés dans le courant issu du courant de gaz de tête est supérieure à 0,1 % en masse, et est notamment comprise entre 0,2 % en masse et 5 % en masse ; - le rapport de la concentration molaire en bisulfite à la concentration molaire en composé oxygéné au point d’injection du courant de bisulfite est supérieur à 1 ; - le composé oxygéné est un aldéhyde, en particulier un aldéhyde en C1 à C5 ; - le courant de bisulfite est ajouté lors de la compression et de la condensation au moins partielle de la fraction gazeuse ; - la compression et la condensation au moins partielle de la fraction gazeuse comprend le passage de la fraction gazeuse dans un compresseur, puis dans un refroidisseur disposé à la sortie du compresseur, le courant de bisulfite étant ajouté entre une sortie du compresseur et une entrée du refroidisseur ; - le procédé comprend un traitement et un fractionnement du flux liquide huileux en un courant de gaz de pétrole liquéfié contenant des hydrocarbures en C3 à C4 et en un courant d’hydrocarbures en C5+, le courant de gaz de pétrole liquéfié étant ensuite fractionné en une fraction d’hydrocarbures en C3 et en une fraction d’hydrocarbures en C4, éventuellement après passage dans un dispositif d’élimination des mercaptans ; - le procédé comprend un lavage du courant de gaz de pétrole liquéfié ou d’un courant issu du courant de gaz de pétrole liquéfié par un courant additionnel d’amine de lavage pour obtenir un courant traité et un courant additionnel d’amine chargé en composés soufrés, le procédé comprenant le mélange du courant additionnel d’amine chargé en composés soufrés avec le courant d’amine chargé en composés soufrés avant la régénération conjointe du courant d’amine de lavage et du courant additionnel d’amine de lavage ; - le courant de bisulfite est ajouté dans le flux liquide huileux ou dans un courant produit à partir du flux liquide huileux, en aval de la séparation aval de la fraction comprimée en un flux d’hydrocarbures gazeux et en au moins un flux liquide huileux ; - l’ajout du courant de bisulfite est effectué dans le courant de gaz de pétrole liquéfié ou dans un courant issu du courant de gaz de pétrole liquéfié ; - l’ajout du courant de bisulfite est effectué dans le courant additionnel d’amine chargé en composés soufrés ; - la totalité du courant de gaz de pétrole liquéfié est fractionnée en la fraction d’hydrocarbures en C3 et en la fraction d’hydrocarbures en C4, éventuellement après passage dans le dispositif d’élimination des mercaptans, sans lavage du courant de gaz de pétrole liquéfié ou d’un courant issu du courant de gaz de pétrole liquéfié par un courant additionnel d’amine de lavage ; - le procédé comprend la filtration dans un filtre amont du courant d’amine chargé en composés soufrés avant la régénération du courant d’amine de lavage, l’ajout du courant de bisulfite étant effectué en amont de la filtration dans le filtre amont ; - le procédé comprend l’ajout additionnel, dans le au moins un courant issu du courant de gaz de tête, en aval de l’ajout du courant de bisulfite, d’un courant d’eau dépourvu de bisulfite ; - la régénération du courant d’amine de lavage comporte l’introduction, dans une colonne de mise en contact, d’un courant d’amine à régénérer produit à partir du courant d’amine chargé en composés soufrés et éventuellement du courant additionnel d’amines en composés soufrés, le courant d’amine à régénérer comprenant une concentration en sulfure d’hydrogène inférieure à 5 % en masse ou/et une concentration en composés oxygénés inférieure à 1 % en masse. L’invention concerne en outre une méthode de production d’un gaz combustible et de fractions d’hydrocarbures, comportant les étapes suivantes, - traitement conjoint dans un craqueur catalytique à lit fluidisé d’une charge d’hydrocarbures et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables pour former un produit craqué ; - distillation du produit craqué dans une colonne de distillation ; - mise en œuvre d’un procédé de fractionnement tel que défini plus haut. La méthode de production selon l’invention peut comprendre l’une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute(s) combinaison(s) techniquement possible(s) : - la charge d’hydrocarbures et/ou la charge d’huile issue de sources renouvelables sont hydrotraitées avant leur traitement conjoint dans le craqueur catalytique à lit fluidisé, et, lors de la mise en œuvre du procédé de fractionnement, la totalité du courant de gaz de pétrole liquéfié est fractionnée en la fraction d’hydrocarbures en C3 et en la fraction d’hydrocarbures en C4, éventuellement après passage dans un dispositif d’élimination des mercaptans, sans lavage du courant de gaz de pétrole liquéfié ou d’un courant issu du courant de gaz de pétrole liquéfié par un courant additionnel d’amine de lavage ; Egalement, l’invention concerne une unité de fractionnement d’un produit craqué obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique à lit fluidisé d’une charge d’hydrocarbures et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables, l’unité de fractionnement comprenant : - un ensemble de récupération, en tête d’une colonne de distillation du produit craqué, d’un courant de gaz de tête ; - un ensemble de refroidissement et de condensation partielle du courant de gaz de tête pour obtenir un courant partiellement condensé ; - un ensemble de séparation amont du courant partiellement condensé en au moins une fraction gazeuse, en au moins une fraction liquide huileuse et en au moins une fraction liquide aqueuse ; - un ensemble de compression et de condensation au moins partielle de la fraction gazeuse pour former une fraction comprimée ; - un ensemble de séparation aval de la fraction comprimée en un flux d’hydrocarbures gazeux et en au moins un flux liquide huileux ; - un ensemble de fractionnement du flux d’hydrocarbures gazeux pour former un courant de gaz combustible à traiter, - un ensemble de traitement du courant de gaz combustible à traiter incluant un dispositif de lavage par un courant d’amine de lavage pour obtenir un courant de gaz combustible traité, et un courant d’amine chargé en composés soufrés ; - un ensemble de régénération du courant d’amine de lavage à partir du courant d’amine chargé en composés soufrés ; - un ensemble de traitement et de fractionnement du flux liquide huileux en des fractions d’hydrocarbures ; caractérisé par un système d’ajout d’un courant de bisulfite, en aval de la tête de la colonne de distillation, dans au moins un courant issu du courant de gaz de tête, contenant au moins un composé oxygéné. L’invention concerne aussi une installation de production d’un gaz combustible et de fractions d’hydrocarbures, comportant : - une unité de traitement conjoint d’une charge d’hydrocarbures et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables comprenant un craqueur catalytique à lit fluidisé propre à former un produit craqué ; - une colonne de distillation du produit craqué ; - une unité de fractionnement telle que définie plus haut, raccordée à la colonne de distillation. L’invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d’exemple, et faite en se référant aux dessins annexés, dans lesquels : - la est un schéma synoptique illustrant une première unité de fractionnement d’un produit craqué obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique à lit fluidisé d’une charge d’hydrocarbures et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables pour la mise en œuvre d’un premier procédé selon l’invention ; - la est un schéma synoptique analogue à la d’une deuxième unité de fractionnement, pour la mise en œuvre d’un deuxième procédé selon l’invention ; - la est un schéma synoptique analogue à la d’une troisième unité de fractionnement, pour la mise en œuvre d’un troisième procédé selon l’invention ; - la est un schéma synoptique analogue à la d’une quatrième unité de fractionnement, pour la mise en œuvre d’un quatrième procédé selon l’invention ; - la est un schéma synoptique analogue à la d’une cinquième unité de fractionnement, pour la mise en œuvre d’un cinquième procédé selon l’invention ; - la est un schéma synoptique illustrant partiellement un craqueur catalytique à lit fluidisé produisant le produit craqué et une unité de fractionnement dans une installation de production de fractions d’hydrocarbures. Les termes « comprenant » et « comprend » tels qu’utilisés ici sont synonymes avec « incluant », « inclut » ou « contient », « contenant », et sont inclusifs ou sans bornes et n’excluent pas de caractéristiques additionnelles, d’éléments ou d’étapes de méthodes non spécifiés. Les expressions % en masse et % massique ont une signification équivalente et se réfèrent à la proportion de la masse d’un produit rapportée à 100 g d’une composition le comprenant. L’expression % en moles se réfère à la proportion en moles d’un produit rapportée à 100 moles d’une composition le comprenant. Par défaut, l’expression flux, courant, fraction, etc. « en Cn à Cm » désigne un flux, un courant, une fraction, etc. ayant une quantité majoritaire (par exemple plus de 50% en moles) de composés ayant entre n atomes de carbone et m atomes de carbone. L’expression flux, courant, fraction, etc. « en Cn+ » désigne un flux, un courant, une fraction, etc. ayant une quantité majoritaire (par exemple plus de 50% en moles) de composés ayant n atomes de carbone ou plus de n atomes de carbone. L’expression flux, courant, fraction, etc. « en Cn- » désigne un flux, un courant, une fraction, etc. ayant une quantité majoritaire (par exemple plus de 50% en moles) de composés ayant n atomes de carbone ou moins de n atomes de carbone. En l’absence d’indication contraire, les pourcentages utilisés sont des pourcentages en masse, et les pressions sont des pressions absolues. Les points d’ébullition tels que mentionnés ci-dessous sont mesurés à pression atmosphérique, sauf indication contraire. Un point d’ébullition initial (ci-après « IBP ») est défini comme la valeur de température à partir de laquelle une première bulle de vapeur est formée. Un point d’ébullition final (ci-après « FBP ») est la plus haute température atteignable lors d’une distillation. A cette température, plus aucune vapeur ne peut être transportée vers un condenseur. La détermination des points initial et final fait appel à des techniques connues du métier et plusieurs méthodes adaptées en fonction du domaine de températures de distillation sont applicables, par exemple NF EN 15199-1 (version 2020) ou ASTM D2887 pour la mesure des points d’ébullition de fractions pétrolières par chromatographie en phase gazeuse, ASTM D7169 pour les hydrocarbures lourds, ASTM D7500, D86 ou D1160 pour les distillats. Une première installation 10 de production d’hydrocarbures est illustrée schématiquement sur la . L’installation de production 10 est destinée à produire des fractions d’hydrocarbures, en particulier une fraction 12 d’hydrocarbures en C3, une fraction 14 d’hydrocarbures en C4, et des fractions 16A, 16B, 16C de coupe catalytique respectivement légère, moyenne et lourde (LCCS, MCCS, et HCCS en anglais). L’installation de production 10 produit en outre un courant de gaz combustible 18 destiné à être utilisé par exemple pour produire de l’énergie nécessaire à la mise en œuvre de la méthode de production selon l’invention. L’installation de production 10 produit les fractions 12, 14, 16A à 16C, à partir d’une charge d’hydrocarbures 20 et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables 22 en effectuant notamment un craquage catalytique conjoint de ces charges 20, 22. Comme indiqué plus haut, la charge d’hydrocarbures 20 est avantageusement une charge de fraction pétrolière fossile, par exemple dérivée de la distillation de pétrole brut. La charge d’hydrocarbures est par exemple une charge de gasoil (GO), une charge de gasoil sous vide (VGO), une charge de gasoil lourd (HGO), une charge de distillat moyen, une charge de distillat moyen lourd ou des combinaisons de celles-ci. De préférence, la charge d’hydrocarbures 20 comprend une charge de gazole ou une charge de gazole sous vide (VGO). La charge d’huile issue de sources renouvelables 22 est une huile issue de biomasse et ne contenant aucune huile minérale. Par « huile issue de sources renouvelable », on désigne indifféremment les huiles, les graisses et leurs mélanges. Le terme « biomasse » fait référence à un matériau dérivé d'organismes récemment vivants, qui comprend les plantes, les animaux et leurs sous-produits. L’huile issue de sources renouvelables peut contenir une ou plusieurs huiles choisies parmi les huiles végétales, les graisses animales, préférentiellement les huiles hautement saturées non comestibles, les huiles usagées, les sous-produits du raffinage d'huile(s) végétale(s) ou d'huile(s) animale(s) contenant les acides gras libres, les tallols et les huiles produites par des bactéries, des levures, des algues, des procaryotes ou des eucaryotes. L’huile ou la graisse d'origine végétale et/ou animale utilisée dans la présente invention contient avantageusement des triglycérides et/ou des acides gras libres et/ou des esters. Les huiles végétales peuvent avantageusement être brutes ou raffinées, totalement ou en partie. L'homme du métier connaît également les triglycérides sous l'appellation tri ester d'acides gras et/ou des acides gras libres. Un tri ester d'acide gras est ainsi composé de trois chaînes d'acides gras. Ces chaînes d'acide gras sous forme de tri ester ou sous forme d'acide gras libre possèdent par exemple un nombre d'insaturations par chaîne, également appelé nombre de doubles liaisons carbone-carbone par chaîne, généralement compris entre 0 et 3 mais qui peut être plus élevé notamment pour les huiles issues d'algues qui présentent généralement un nombre d'insaturations par chaînes de 5 à 6. Les molécules présentes dans les charges comprenant une huile ou une graisse d'origine végétale et/ou animale utilisées dans la présente invention présentent donc avantageusement un nombre d'insaturations par molécule avantageusement compris entre 0 et 18. Dans ces charges, le rapport entre la somme des nombres d'insaturations de toutes les molécules et le nombre de molécules est avantageusement compris entre 0 et 6. Les huiles végétales appropriées sont par exemple l'huile de palme, l'huile de palmiste, l'huile de soja, l'huile de colza (colza ou canola), l'huile de tournesol, l'huile de lin, l'huile de son, l’huile de riz, l'huile de maïs, l'huile d'olive, l'huile de ricin, l’huile de sésame, l’huile de pin, l’huile d'arachide, l’huile de moutarde, l’huile de carinata, l’huile de chanvre, l’huile de noix de coco, l’huile de babasu, l’huile de coton, l’huile de linola, l’huile de jatropha. Les graisses animales comprennent le suif, le saindoux, la graisse (graisse jaune et brune), l'huile/la graisse de poisson, la matière grasse, les graisses de lait, ainsi que les graisses animales ayant le statut de sous-produits animaux. Les graisses animales ayant le statut de sous-produit animaux sont des résidus graisseux d'origine animale, autres que les huiles alimentaires usagées de cuisson, provenant par exemple des industries alimentaires ou d'installations d'équarrissage. Les sous-produits du raffinage des huiles végétales ou animales sont des sous-produits contenant des acides gras libres qui sont éliminés des graisses et huiles brutes par neutralisation ou distillation sous vide ou à la vapeur. Un exemple typique est le PFAD (Palm Fatty Acid Distillate). Les huiles usagées comprennent les huiles de cuisson usagées (huiles alimentaires usagées de cuisson, notamment ayant le statut de sous-produit animaux) et les huiles récupérées à partir des eaux résiduelles, telles que les graisses/huiles de vidange, les huiles de gouttière, les huiles d'égout, par exemple des stations d'épuration des eaux, et les graisses usagées de l'industrie alimentaire. Les huiles usagées de cuisson ayant le statut de sous-produits animaux sont des huiles alimentaires usagées de cuisson (huiles usagées de cuisson ou UCO), à savoir les résidus de matières grasses d'origine végétale ou animale utilisées pour l'alimentation humaine, en industrie agroalimentaire, en restauration collective ou commerciale. Les graisses animales et huiles usagées de cuisson ayant le statut de sous-produits animaux sont par exemple définies dans le règlement (CE) n°1069/2009 du Parlement européen et du Conseil du 21 octobre 2009 et du règlement (UE) n°142/2011 de la Commission (règlement d’application du règlement CE n°1069/2009). Les tall oil, y compris les tall oil bruts, les tall oil distillés (DTO) et les acides gras de tall oil (TOFA), de préférence le DTO et le TOFA, peuvent également être utilisés dans la présente invention. Le tall oil, ou autrement appelé tallol, est un sous-produit liquide du procédé Kraft de transformation du bois, permettant d'isoler d'une part la pâte de bois utile à l'industrie papetière. Le tall oil est essentiellement obtenu lorsque les conifères sont utilisés dans le procédé Kraft. Après traitement des copeaux de bois avec du sulfure de sodium en solution aqueuse, le tall oil isolé est alcalin. Ce dernier est ensuite acidifié avec de l'acide sulfurique pour produire du tall oil brut. Les huiles issues de sources renouvelables utilisées dans la présente invention comprennent également des huiles produites par des micro-organismes, soit des micro-organismes naturels soit des micro-organismes génétiquement modifiés, tels que des bactéries, des levures, des algues, des procaryotes ou des eucaryotes. En particulier de telles huiles peuvent être récupérées par des méthodes d'extraction mécanique ou chimique bien connues. De préférence, les huiles issues de sources renouvelables sont une huile issue de conversions thermiques et/ou catalytiques de biomasse, en particulier de la pyrolyse de biomasse, en particulier une huile de pyrolyse de biomasse cellulosique. La biomasse utilisée pour être convertie, notamment par pyrolyse peut notamment comprendre les combustibles ligneux provenant de forêts et de terres boisées naturelles (par exemple le bois, les résidus de bois, la sciure, les écorces, les résidus forestiers), les résidus agricoles (par exemple, les balles de riz, le fumier de paille, la bagasse, la fibre de maïs, la canne de maïs, les grappes de fruits vides, les feuilles, feuilles de palmier, le lin, la paille, la paille à faible teneur en cendres), les cultures énergétiques qui sont cultivées exclusivement pour la production d'énergie (par exemple, le maïs et le palmier à huile), les déchets urbains (par exemple, les déchets de bois, riz, fumier de paille), les déchets urbains (par exemple, les déchets solides municipaux et les eaux usées) et le combustible de biomasse dérivé de déchets (par exemple, les granulés de bois). La biomasse utilisée pour être convertie, notamment par pyrolyse, comprend de préférence des polymères glucidiques (cellulose, hémicellulose) et un polymère aromatique (lignine). Pour mettre en œuvre la pyrolyse, la biomasse est traitée mécaniquement et thermiquement. Le traitement mécanique inclut par exemple un broyage et/ou un meulage. Le traitement thermique inclut de préférence une pyrolyse thermique rapide. La pyrolyse thermique rapide est par exemple effectuée à une température supérieure à 300°C, par exemple comprise entre 400°C et 600°C, avec un temps de résidence inférieur à 30 secondes, notamment inférieur à 10 secondes. L'opération est réalisée en l'absence d'oxygène ou en atmosphère pauvre en oxygène par exemple avec moins de 1% en volume d’oxygène pour éviter l'oxydation et la combustion sans produire de flamme. Des exemples de procédés de pyrolyse pour produire de l’huile issue de sources renouvelables 22 sont donnés dans US5792340 ou dans WO2012062924. L’huile issue de sources renouvelables comporte généralement de l’eau, des hydrocarbures, des composés oxygénés tels que des acides carboxyliques, des alcools, des aldéhydes, des esters, des cétones, et éventuellement des composés de sucre, des composés phénoliques, des composés furaniques, etc. En référence à la , l’installation 10 comporte une unité 30 de traitement conjoint des charges 20, 22 pour produire un produit craqué 32, une colonne 34 de distillation du produit craqué, produisant au moins un courant de gaz de tête 36 et une unité 38 de fractionnement du courant de gaz de tête 36 selon l’invention propre à produire les fractions d’hydrocarbures 12, 14, et 16A à 16C. L’unité de traitement 30 comporte au moins un craqueur catalytique à lit fluidisé 40. Le craqueur catalytique 40 comprend typiquement au moins une colonne montante 42 (« riser » en anglais) contenant le catalyseur de réaction sous forme d’un lit fluidisé, et au moins un régénérateur 44 de catalyseur pour régénérer le catalyseur issu de la colonne montante 42. Le craqueur catalytique 40 comporte au moins un conduit d’alimentation 46 du bas de la colonne montante 42 en catalyseur régénéré provenant du régénérateur 44, et un conduit d’évacuation 48 de catalyseur à régénérer prélevé en haut de la colonne montante 42 pour l’amener au régénérateur 44. Le traitement mis en œuvre dans le craqueur catalytique 40 convertit les fractions d'hydrocarbures à haut point d'ébullition et à poids moléculaire élevé provenant du pétrole brut en essence, gaz oléfiniques et autres produits à l’aide du catalyseur en lit fluidisé de particules. Le catalyseur est un catalyseur de craquage catalytique à lit fluidisé, notamment un catalyseur à base de zéolite, en particulier une zéolite ZSM-5. Le craqueur catalytique 40 comporte également au moins un système 50 d’injection conjointe ou séparée des charges 20, 22 dans la colonne montante 42 et une sortie 52 de récupération du produit craqué 32. La colonne de distillation 34 est propre à séparer le produit craqué 32 pour produire, outre le courant de gaz de tête 36, une fraction 60 d’huile de cycle léger (HLCO en anglais), ayant par exemple un point d’ébullition initial compris entre 250°C et 350°C et un point d’ébullition final compris entre 300°C et 400 °C et une fraction 62 d’huile de cycle très léger (LLCO) ayant par exemple un point d’ébullition initial compris entre 150°C et 250°C et un point d’ébullition final compris entre 250°C et 350°C. Elle comporte par exemple entre 20 et 40 plateaux théoriques. En référence à la , l’unité de fractionnement 38 comporte un ensemble 70 de récupération du courant de gaz de tête 36, un ensemble 72 de refroidissement et condensation partielle du courant de gaz de tête 36 pour obtenir un courant partiellement condensé 74. L’unité de fractionnement 38 comporte en outre un ensemble 76 de séparation amont du courant partiellement condensé 74 en au moins une fraction gazeuse 78 en au moins une fraction liquide huileuse 80 et en au moins une fraction liquide aqueuse 82. L’unité de fractionnement 38 comporte aussi un ensemble 84 de compression et condensation au moins partielle de la fraction gazeuse 78 pour former une fraction comprimée 85 et un ensemble 86 de séparation aval de la fraction comprimée 85 en un flux d’hydrocarbures gazeux 88, en un flux liquide aqueux 89 et en au moins un flux liquide huileux 90. L’unité de fractionnement 38 comprend en outre un ensemble 91 de fractionnement du flux d’hydrocarbures gazeux 88 pour former un courant 92 de gaz combustible à traiter et un ensemble 94 de traitement du courant de gaz combustible à traiter 92 incluant un lavage par un courant d’amine de lavage 96 pour obtenir le courant de gaz combustible traité 18, et un courant d’amine chargé en composés soufrés 100. L’unité de fractionnement 38 comprend aussi un ensemble 102 de régénération du courant d’amine de lavage 96 et un ensemble 104 de traitement et fractionnement du flux liquide huileux 90 en les fractions d’hydrocarbures 12, 14 et 166 Selon l’invention, l’unité de fractionnement comporte un système 106 d’ajout d’un courant de bisulfite 108, en aval de la tête de la colonne de distillation 34, dans au moins un courant issu du courant de gaz de tête 36, contenant au moins un composé oxygéné. Dans l’exemple de la , l’ensemble de récupération 70 comporte au moins un conduit raccordé en tête de la colonne de distillation 34 pour collecter le courant de gaz de tête 36. L’ensemble 72 de refroidissement et condensation partielle du courant de gaz de tête 36 comporte un aéroréfrigérant 110 et/ou un réfrigérant à eau 112. L’ensemble 76 de séparation amont du courant partiellement condensé 74 comprend un séparateur amont 114 muni d’une botte inférieure 116. L’ensemble 84 de compression et condensation au moins partielle de la fraction gazeuse 78 comporte un appareil 120 de compression à étages, chaque étage comprenant un séparateur liquide-gaz 122A, 122B, un compresseur 124A, 124B, un aéroréfrigérant 126A, 126B, et un réfrigérant à eau 128A, 128B. L’ensemble 86 de séparation aval de la fraction comprimée 85 comprend un séparateur aval 130 muni d’une botte inférieure 132. L’ensemble 91 de fractionnement du flux d’hydrocarbures gazeux 88 comprend au moins un absorbeur, notamment au moins un absorbeur amont 140 et un absorbeur aval 142, chacun formé d’une colonne de mise en contact. L’absorbeur amont 140 est destiné avantageusement à retirer les composés en C4+ du flux d’hydrocarbures gazeux 88 et l’absorbeur aval 142 est destiné à retirer les composés en C3+ du flux d’hydrocarbures gazeux 88 pour produire le courant de gaz combustible à traiter 92. L’ensemble 94 de traitement du courant de gaz combustible à traiter 92 comporte une colonne 144 de mise en contact du courant d’amine de lavage 96 avec le courant de gaz combustible à traiter 92, produisant en tête le courant de gaz combustible 18 et en pied le courant d’amine de lavage chargé 100. L’amine de lavage est par exemple une amine en C1 à C10, en particulier une amine en C3 à C5. L’amine de lavage est avantageusement une amine secondaire, de préférence la diéthylamine (DEA). L’ensemble 104 de traitement et fractionnement du flux liquide huileux 90 comporte avantageusement un stripeur d’hydrocarbures 160 et un débutaniseur 162, produisant en tête, un courant de gaz de pétrole liquéfié 164 et en pied, un courant d’hydrocarbures en C5+ 166 destiné à être à nouveau fractionné en les fractions 16A, 16B, 16C de coupe catalytique respectivement légère, moyenne et lourde. Le débutaniseur 162 est une colonne de distillation comprenant plus de 10 plateaux théoriques, notamment entre 20 et 40 plateaux théoriques. L’ensemble 104 de traitement et fractionnement comporte en outre une colonne aval 168 de mise en contact d’un courant aval d’amine de lavage 170 avec le courant de gaz de pétrole liquéfié 164, produisant en tête un courant de gaz de pétrole liquéfié traité 172 et en pied, un courant aval d’amine de lavage chargé 174. L’ensemble 104 de traitement et fractionnement comprend aussi avantageusement un dispositif 176 d’élimination des mercaptans du courant de gaz de pétrole liquéfié traité 172 produisant un courant de gaz traité 177 et une colonne de fractionnement 178 du courant de gaz traité 177 en la fraction d’hydrocarbures en C3 et la fraction d’hydrocarbures en C4. Le dispositif d’élimination des mercaptans 176 est de préférence un dispositif d’oxydation des mercaptans, propre à convertir les mercaptans en composés disulfures en milieu basique, par exemple en présence de soude. Des exemples de dispositifs 176 sont décrits dans la page Wikipedia : https://en.wikipedia.org/wiki/Merox. La colonne de fractionnement 178 est une colonne de distillation comportant par exemple entre 10 et 40 plateaux théoriques. L’ensemble 102 de régénération du courant d’amine de lavage 96 comporte un filtre amont 146 destiné à filtrer le courant d’amines chargé 100 et dans cet exemple, le courant aval d’amine de lavage chargé 174 et un régénérateur 148, destiné à extraire un courant de sulfure d’hydrogène 150 pour produire en pied un courant d’amine de lavage 96 régénéré. Le système d’ajout de bisulfite 106 comprend par exemple une source 180 de bisulfite liquide et un piquage d’ajout du bisulfite provenant de la source 180, en aval de la tête de la colonne de distillation 34, dans au moins un courant issu du courant de gaz de tête 36 contenant au moins un composé oxygéné. La source de bisulfite 180 contient avantageusement un bisulfite de métal alcalin, en particulier un courant de bisulfite de sodium ou de potassium dissous dans de l’eau déminéralisée. Le courant de bisulfite 108 est donc choisi parmi un courant de bisulfite de métal alcalin, en particulier un courant de bisulfite de sodium ou de potassium en solution aqueuse. Le courant de bisulfite 108 peut être ajouté en des points différents en aval de la tête de la colonne de distillation 34 dans l’un des courants issus du courant de tête 36. Dans l’exemple de la , le courant de bisulfite 108 est ajouté en amont de l’ensemble de séparation aval 86. Il est par exemple ajouté entre l’ensemble de séparation amont 76 et l’ensemble de séparation aval 86, de préférence dans l’ensemble de compression 84. Le piquage d’ajout du courant de bisulfite 108 est ici situé en aval du compresseur 124A du premier étage de compression de l’appareil de compression 120 et en amont de l’aéroréfrigérant 126A et du réfrigérant à eau 128A du même étage. Le pied du séparateur liquide-gaz 122B situé en aval du piquage d’ajout du courant de bisulfite 108 est raccordé à une unité de traitement 122C, propre à traiter la solution aqueuse de bisulfite chargée en composés oxygénés récupérée en pied de ce séparateur 122B. Un piquage 122D d’ajout d’eau de lavage est présent en aval de la tête du séparateur liquide-gaz 122B et en amont de l’aéroréfrigérant 126B. D’autres localisations alternatives ou additionnelles d’ajout du courant de bisulfite 108 sont illustrées sur les figures 2 à 5, comme on le décrira plus bas. Une méthode de production mise en œuvre dans l’installation de production 10 des figures 1 et 6, incluant un premier procédé de fractionnement selon l’invention, va maintenant être décrit. En référence à la , la charge d’hydrocarbures 20 et la charge d’huile issue de sources renouvelables 22 sont introduites conjointement dans le craqueur catalytique à lit fluidisé 40 via le système 50 d’injection conjointe ou séparée des charges 20, 22 dans la colonne montante 42. Le rapport massique de la charge d’huile issue de sources renouvelables 22 à la somme de la charge d’hydrocarbures 20 et la charge d’huile issue de sources renouvelables 22 est par exemple compris entre 0,1 % et 30,0 %, notamment entre 0,5 % et 20,0 %, en particulier entre 0,5 % et 8,0 %. La colonne montante 42 contient le catalyseur de réaction sous forme d’un lit fluidisé qui est alimenté via le conduit d’alimentation 46 provenant du régénérateur 44. Comme indiqué plus haut, un traitement catalytique est mis en œuvre en continu dans la colonne montante 42 du craqueur catalytique. Ce traitement convertit les fractions d'hydrocarbures à haut point d'ébullition et à poids moléculaire élevé provenant du pétrole brut en essence, gaz oléfiniques et autres produits. Le traitement catalytique est par exemple mis en œuvre à une température supérieure à 400°C et comprise notamment entre 500°C et 550°C et à une pression notamment comprise entre 2 bara et 4 bara. En haut de la colonne montante 42, le catalyseur à régénérer est évacué vers le régénérateur 44 via le conduit d’évacuation 48. Le produit craqué 32 est évacué via la sortie 52 de récupération du produit craqué 32 et est convoyé vers la colonne de distillation 34. Dans la colonne de distillation 34, le produit craqué 32 est séparé notamment en la fraction d’huile de cycle léger 60 telle que définie plus haut, en la fraction d’huile de cycle très léger 62 telle que définie plus haut et en le courant de gaz de tête 36 introduit dans l’unité de fractionnement 38. La colonne de distillation 34 opère à une pression comprise avantageusement entre 2 bars et 4 bara. Un courant d’essence 182 est prélevé au voisinage de la tête de la colonne de distillation et est réintroduit, après condensation dans un réfrigérant 184, en reflux en tête de colonne. Le courant de gaz de tête 36 contient avantageusement entre 0,5 % et 5 % en masse d’azote, entre 2 % et 20 % en masse d’eau, entre 5 % et 20 % en masse d’hydrocarbures en C1-C2, entre 20 % et 40 % en masse d’hydrocarbures en C3-C4 et entre 40 % et 75 % en masse d’hydrocarbures en C5+. Il contient par ailleurs plus de 0,1 % en masse de composés oxygénés, notamment entre 0,2 % et 5 % en masse de composés oxygénés. Les composés oxygénés comprennent notamment des acides carboxyliques, des alcools, des aldéhydes, des esters, des cétones, et éventuellement des composés de sucre, des composés phénoliques, des composés furaniques, etc En particulier, le courant de gaz de tête 36 comprend généralement entre 0,01 % en masse et 2 % en masse d’aldéhydes, notamment entre 0,05 % en masse et 1,5 % en masse d’aldéhydes en C1 à C5, notamment d’acétaldéhyde. La température du courant de gaz de tête 36 à la tête de la colonne de distillation 34 est avantageusement comprise entre 100°C et 140°C et sa pression est comprise entre 2 bara et 4 bara. Le courant de gaz de tête 36 est ensuite refroidi et condensé partiellement dans l’aéroréfrigérant 110 et/ou dans le réfrigérant à eau 112 pour former le courant partiellement condensé 74. La température du courant partiellement condensé 74 est inférieure à 60°C et est avantageusement comprise entre 30°C et 40°C. La fraction de liquide dans le courant partiellement condensé 74 est généralement supérieure à 50 % en masse. Le courant partiellement condensé 74 est ensuite introduit dans le séparateur amont 114 muni d’une botte inférieure 116. Il est séparé en au moins une fraction gazeuse 78 récupérée en tête du séparateur amont 114, en au moins une fraction liquide huileuse 80 récupérée en pied du séparateur amont 114 et en au moins une fraction liquide aqueuse 82 récupérée dans la botte inférieure 116. La fraction liquide huileuse 80 est formée avantageusement d’essence, comprenant majoritairement des hydrocarbures en C5+. La fraction liquide huileuse 80 est ensuite séparée en une première partie 186, introduite en reflux en tête de la colonne de distillation 34 et en une deuxième partie 188 convoyée vers l’absorbeur amont 140. La fraction liquide aqueuse 82 contient plus de 90 % en moles de l’eau présente dans le courant de gaz de tête 36. Elle est convoyée vers un stripeur d’eau 190 pour être séparée en tête, en un courant d’eau 192 contenant du sulfure d’hydrogène et en pied, en un courant d’eau à traiter 194. La fraction gazeuse 78 est introduite dans les étages successifs de l’appareil de compression 120 pour former la fraction comprimée 85 introduite dans le séparateur aval 130. Dans chaque étage de compression, elle transite successivement par un séparateur liquide-gaz 122A, 122B, par un compresseur 124A, 124B, par un aéroréfrigérant 126A, 126B, et par un réfrigérant à eau 128A, 128B. Dans le séparateur liquide-gaz 122A du premier étage de compression, le liquide récupéré est réinjecté dans le courant partiellement condensé 74. La fraction comprimée 85 présente une pression supérieure à 8 bara, avantageusement comprise entre 10 bara et 15 bara. Elle présente une température comprise entre 40°C et 60°C. Puis, la fraction comprimée 85 est séparée dans le séparateur aval 130 en le flux d’hydrocarbures gazeux 88, en le flux liquide aqueux 89 et en le flux liquide huileux 90. Le flux liquide aqueux 89 est réintroduit dans le courant de gaz de tête 36, en amont de l’aéroréfrigérant 110. Le flux gazeux 88 contient moins de 20 % en masse des hydrocarbures en C3+ contenus dans la fraction comprimée 85 et plus de 80 % en masse des hydrocarbures en C1 et en C2 contenus dans la fraction comprimée 85. Le flux gazeux 88 passe successivement dans l’absorbeur amont 140 pour en extraire les composés en C4+ et dans l’absorbeur aval pour en extraire les composés en C3+ pour produire le courant de gaz combustible à traiter 92. Dans l’absorbeur amont 140, le flux gazeux 88 est mis en contact avec la deuxième partie 188 de la fraction liquide huileuse 80, formée avantageusement d’essence. Le pied 195 de l’absorbeur amont 140 est réinjecté dans la fraction comprimée 85. Dans l’absorbeur aval 142, le flux gazeux 88 récupéré en tête de l’absorbeur amont 140 est mis en contact avec une partie 196 de la fraction d’huile de cycle légère 60. Le pied 198 de l’absorbeur aval 142 est renvoyé vers la colonne de distillation 34, au-dessus du point de prélèvement de la fraction d’huile de cycle légère 60. La pression dans l’absorbeur amont 140 est avantageusement comprise entre 10 bara et 15 bara. La pression dans l’absorbeur amont 142 est avantageusement comprise entre 10 bara et 15 bara. Le courant de gaz combustible à traiter 92 est récupéré en tête de l’absorbeur aval 142. Il contient avantageusement plus de 95 % en masse de l’azote contenu dans le flux comprimé 85, plus de 95 % en masse du méthane contenu dans le flux comprimé 85 et moins de 20 % des hydrocarbures en C3+ contenus dans le flux comprimé 85. Le courant de gaz combustible à traiter 92 contient généralement entre 2 % en masse et 20 % en masse de sulfure d’hydrogène. Il présente une température généralement comprise entre 10°C et 60°C et une pression comprise entre 10 bara et 15 bara. Le courant de gaz combustible à traiter 92 est introduit dans la colonne 144 de mise en contact avec le courant d’amine de lavage 96, pour produire en tête le courant de gaz combustible 18 et en pied, le courant d’amine de lavage chargé 100. Le courant d’amine de lavage 96 introduit dans la colonne de mise en contact 144 contient généralement moins de 0,2 % en masse de sulfure d’hydrogène. Le courant d’amine de lavage chargé 100 récupéré en pied de la colonne de mise en contact 144 contient plus de 90% en masse du sulfure d’hydrogène contenu dans le courant de gaz combustible à traiter 92. Le courant d’amine de lavage 96 présente une température généralement comprise entre 30°C et 60 °C et une pression comprise entre 10 bara et 15 bara. Le courant de gaz combustible 18 contient moins de 10% en masse du sulfure d’hydrogène contenu dans le courant de gaz combustible à traiter 92. Le flux liquide huileux 90 issu du séparateur aval 130 contient plus de 90 % en masse des hydrocarbures en C3-C4 contenus dans le flux comprimé 85. Le flux liquide huileux 90 est introduit avantageusement dans le stripeur d’hydrocarbures 160, puis dans le débutaniseur 162, produisant en tête, un courant de gaz de pétrole liquéfié 164 et en pied, un courant d’hydrocarbures en C5+ 166. Le débutaniseur 162 opère à une pression généralement comprise entre 5 bara et 15 bara. Le courant d’hydrocarbures en C5+ contient moins de 5 % en masse des hydrocarbures en C3-C4 contenus dans le flux liquide huileux 90. Il est à nouveau fractionné en les fractions 16A, 16B, 16C de coupe catalytique respectivement légère, moyenne et lourde dans un ensemble de fractionnement (non représenté) contenant au moins une colonne de distillation. Le courant de tête 200 du stripeur d’hydrocarbures 160 est réintroduit dans le flux comprimé 85. Le courant de gaz de pétrole liquéfié 164 contient plus de 95 % en masse des hydrocarbures en C3-C4 contenus dans le flux liquide huileux 90. Il contient entre 0,01 % en masse et 0,5 % en masse de sulfure d’hydrogène. Il est introduit dans la colonne aval 168 pour être mis en contact avec le courant aval d’amine de lavage 170 et produire en tête, un courant de gaz de pétrole liquéfié traité 172 et en pied, un courant aval d’amine de lavage chargé en composés soufrés 174. Le courant aval d’amine de lavage 170 introduit dans la colonne aval 168 contient généralement moins de 0,2 % en masse de sulfure d’hydrogène. Le courant d’amine de lavage aval chargé 174 récupéré en pied de la colonne aval de mise en contact 168 contient plus de 90% en masse du sulfure d’hydrogène contenu dans le courant de gaz de pétrole liquéfié 164. Le courant de gaz de pétrole liquéfié traité 172 contient moins de 10% en masse du sulfure d’hydrogène contenu dans le courant de gaz de pétrole liquéfié 164. Le courant aval d’amine de lavage chargé 174 est mélangé au courant d’amine de lavage chargé 100 pour être réintroduit dans le régénérateur 148 après passage dans le filtre amont 146. Les courants 100, 174 présentent une température généralement comprise entre 30°C et 60°C et une pression comprise entre 5 bara et 15 bara. Un courant de sulfure d’hydrogène 150 est extrait en tête du régénérateur 148. Un courant d’amine de lavage régénéré est produit en pied du régénérateur 148. Ce courant est séparé en le courant d’amine de lavage 96 et en le courant aval d’amine de lavage 170 qui sont introduits respectivement dans les colonnes 144, 168. Le courant de sulfure d’hydrogène contient généralement plus de 90% en masse du sulfure d’hydrogène contenu dans les courants 100, 174. Le courant de gaz de pétrole liquéfié traité 172 est ensuite passé dans le dispositif 176 d’élimination des mercaptans. Le courant de gaz traité 177 obtenu en sortie du dispositif 176 présente une teneur en mercaptans inférieure généralement à 0,002% en masse. Puis, le courant de gaz traité 177 issu du dispositif 176 est amené dans la colonne de fractionnement 178 pour produire en tête la fraction 12 d’hydrocarbures en C3 et en pied, la fraction 14 d’hydrocarbures en C4. La colonne de fractionnement 178 opère par exemple à une pression supérieure à 15 bara. En raison du traitement conjoint des charges 20, 22, la teneur en composés oxygénés, notamment en aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, de la fraction gazeuse 78 est supérieure à 0,1 % en masse et est comprise entre 0,2 % en masse et 5 % en masse. Dans une unité de fractionnement de l’état de la technique, en l’absence de traitement de ces composés oxygénés par un courant de bisulfite, une forte teneur en composés oxygénés, notamment en acétaldéhydes, se retrouve dans le courant d’amine de lavage aval chargé 174. Il a été observé que d’une manière inattendue, le mélange du courant d’amine de lavage aval chargé 174 contenant une teneur en composés oxygénés supérieure à 0,2 % en masse, par exemple comprise entre 0,5 % en masse et 10 % en masse, avec le courant d’amine de lavage chargé 100 contenant une forte teneur en sulfure d’hydrogène, par exemple plus de 2 % en masse conduit à la formation dans le filtre 146 d’un encrassement solide. Selon l’invention, l’ajout d’un courant de bisulfite 108 en amont du mélange entre les courants 100 et174 évite de mettre en contact une quantité significative de composés oxygénés avec le sulfure d’hydrogène dans le mélange combinant les courants 100 et 174, et supprime d’une manière surprenante la formation de solide dans le filtre 146. Dans l’exemple de la , le courant de bisulfite 108 est ajouté en amont de l’ensemble de séparation aval 86. Il est par exemple ajouté entre l’ensemble de séparation amont 76 et l’ensemble de séparation aval 86, de préférence dans l’ensemble de compression 84. Le rapport de la concentration molaire en bisulfite à la concentration molaire en composé oxygéné au point d’injection du courant de bisulfite 108 est supérieur à 1. Ainsi, au moins 50% en mole des composés oxygénés, en particulier des aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, présents dans la fraction gazeuse 78 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108, réagit avec le bisulfite présent dans le courant 108. La fraction comprimée, en aval du point d’injection du courant de bisulfite 108 contient ainsi moins de 2 % en masse des composés oxygénés, en particulier des aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, présents dans la fraction gazeuse 78 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108, ou dans le courant de gaz de tête 36. De ce fait, les composés oxygénés, en particulier les aldéhydes présents dans le courant de gaz de tête 36, résultant du traitement conjoint des charges 20, 22 dans le craqueur catalytique 30 sont sensiblement éliminés, et ne se retrouvent plus en aval du point d’injection du courant de bisulfite 108. En particulier, ces aldéhydes ne se retrouvent pas dans le courant de gaz de pétrole liquéfié traité 172, ni dans le courant aval d’amine de lavage chargé 174. Leur concentration au passage du filtre amont 146 est inférieure à 2% en masse, ce qui évite leur combinaison avec le sulfure d’hydrogène contenu dans le courant 100 en amont du filtre amont 146 et donc l’encrassement du filtre amont par un composé solide. De même, leur teneur dans l’ensemble des courants en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108 est très faible, évitant la coloration de ces courants Il est ainsi possible d’opérer de manière fiable et sûre l’installation de production 10, même avec des teneurs relativement élevées en charge d’huile issue de sources renouvelables 22, ce qui permet d’obtenir des fractions 12, 14, 16A à 16C au moins en partie issues de sources renouvelables. Dans les variantes d’unités de fractionnement 38 représentées sur les figures 2 à 5, le système d’ajout de bisulfite 106 est piqué en aval du séparateur aval 130, dans le flux liquide huileux 90 ou dans un courant produit au moins partiellement à partir du flux liquide huileux 90. Dans la variante d’unité de fractionnement 38 représentée sur la , dans le séparateur liquide-gaz 122B du deuxième étage de compression, le liquide récupéré est réinjecté entre le compresseur 124B et l’aéroréfrigérant 126B. Le système d’ajout de bisulfite 106 est piqué en aval de la colonne aval 168 de mise en contact du courant aval d’amine de lavage 170 avec le courant de gaz de pétrole liquéfié 164. Le courant de bisulfite 108 est injecté dans le courant aval d’amine de lavage chargé 174. La teneur en composés oxygénés, notamment en aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, du courant aval d’amine de lavage chargé 174 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108 est supérieure à 0,2 % en moles et est comprise entre 0,5 % en moles et 10 % en moles. Le courant aval d’amine de lavage chargé 174, en aval du point d’injection du courant de bisulfite 108 contient ainsi moins de 4 % en masse des composés oxygénés, en particulier des aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, présents dans le courant aval d’amine de lavage chargé 174 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108. Comme précédemment, leur concentration au passage du filtre amont 146 est inférieure à 2% en masse, ce qui évite leur combinaison avec le sulfure d’hydrogène contenu dans le courant 100 en amont du filtre amont 146 et donc l’encrassement du filtre amont par un composé solide. Dans la variante d’unité de fractionnement 38 représentée sur la , le système d’ajout de bisulfite 106 est piqué entre le séparateur aval 130 et le stripeur d’hydrocarbures 160, en amont du stripeur d’hydrocarbures 160. Le courant de bisulfite 108 est injecté dans le flux liquide huileux 90. Le débutaniseur 162 est muni en tête d’un réfrigérant 162A propre à condenser totalement le courant de tête issu de la colonne 162 et d’un séparateur de reflux 162B propre à engendrer un courant de reflux 162C réinjecté dans le débutaniseur 162 et le courant de gaz de pétrole liquéfié 164. Le séparateur de reflux 162B est muni d’une botte 162D, propre à récupérer une solution aqueuse de bisulfite chargée en composés oxygénés, la botte 162D étant raccordée à une unité de traitement 122C de cette solution aqueuse. La teneur en composés oxygénés, notamment en aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, du flux liquide huileux 90 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108 est supérieure à 0,1 % en masse et est comprise entre 0,2% en masse et 5% en masse. Le flux liquide huileux 90, en aval du point d’injection du courant de bisulfite 108 contient ainsi moins de 2 % en masse des composés oxygénés, en particulier des aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, présents dans le flux liquide huileux en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108. Comme précédemment, leur concentration au passage du filtre amont 146 est inférieure à 2% en masse, ce qui évite leur combinaison avec le sulfure d’hydrogène contenu dans le courant 100 en amont du filtre amont 146 et donc l’encrassement du filtre amont par un composé solide. Dans d’autres variantes, illustrées par les figures 4 et 5, l’ensemble de traitement 104 est dépourvu de colonne aval 168 de mise en contact d’un courant aval d’amine de lavage 170 avec le courant de gaz de pétrole liquéfié 164. Le courant de gaz de pétrole liquéfié 164 est envoyé directement vers le dispositif d’élimination des mercaptans 176, avant d’être fractionné dans la colonne de fractionnement 178. Le courant de gaz de pétrole liquéfié 164 n’est donc pas lavé avec un courant d’amine de lavage. Dans la variante de la , le système d’ajout de bisulfite 106 est piqué entre la tête du débutaniseur 162 et l’entrée du dispositif d’élimination des mercaptans 176. Le courant de bisulfite 108 débouche dans le courant de gaz de pétrole liquéfié 164 en amont de son passage dans le dispositif d’élimination des mercaptans 176. La teneur en composés oxygénés, notamment en aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, dans le courant de gaz de pétrole liquéfié 164 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108 est supérieure à 0,1 % en masse et est comprise entre 0,2% en masse et 5% en masse. Le courant de gaz de pétrole liquéfié 164, en aval du point d’injection du courant de bisulfite 108 contient ainsi moins de 2 % en masse des composés oxygénés, en particulier des aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, présents dans le courant de gaz de pétrole liquéfié 164 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108. Par ailleurs, pour réduire la teneur en soufre dans le courant de gaz de tête 36 et partant, dans tous les courants issus du courant de gaz de tête 36, un hydrotraitement de la charge 20 est effectué, et éventuellement un hydrotraitement de chacune des charges 20, 22. Cet hydrotraitement est effectué en amont de l’introduction dans la colonne montante 42 du craqueur catalytique 40. La réaction est réalisée de préférence dans un réacteur catalytique sous pression de dihydrogène (par exemple entre 10 bar et 200 bar), à une température comprise avantageusement entre 280 °C et 400 °C. Le catalyseur utilisé est par exemple un mélange de nickel et de molybdène supporté par une alumine. Ainsi, grâce à la combinaison d’un hydrotraitement de la charge 20 et d’un ajout d’un courant de bisulfite 108, le procédé selon l’invention évite de produire un courant contenant à la fois une teneur élevée en sulfure d’hydrogène (notamment supérieure à 1 % en masse) et une teneur significative en composés oxygénés (notamment supérieure à 2 % en masse). La variante représentée sur la diffère de celle représentée sur la en ce que le système d’ajout de bisulfite 106 est piqué entre le séparateur aval 86 et le stripeur d’hydrocarbures 160. Le courant de bisulfite 108 est injecté dans le flux liquide huileux 90. La teneur en composés oxygénés, notamment en aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, dans le flux liquide huileux 90 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108 est supérieure à 0,1 % en masse et est comprise entre 0,2 % en masse et 5% en masse. Le flux liquide huileux 90, en aval du point d’injection du courant de bisulfite 108 contient ainsi moins de 2 % en masse des composés oxygénés, en particulier des aldéhydes, notamment des aldéhydes en C1 à C5, présents dans le flux liquide huileux 90 en amont du point d’injection du courant de bisulfite 108. Dans les exemples des figures 4 et 5, le courant d’amine chargé 100 issu du lavage du courant de gaz combustible à traiter 92 n’est donc pas contaminé par des aldéhydes provenant du flux liquide huileux 90 et/ou du courant de gaz de pétrole liquéfié 164. Lors du passage du courant d’amine chargé 100 à travers le filtre amont 146, l’encrassement est minimisé. En outre, l’ajout du courant de bisulfite 108 en amont du dispositif d’élimination des mercaptans 176 minimise ou supprime l’apparition d’une coloration dans les courants circulant au sein du dispositif 176 ou en sortie de celui-ci. En variante, non représentée, plusieurs courants de bisulfite 108 sont ajoutés en différents points de l’unité de fractionnement 38, par exemple en combinant les points d’injection représentés sur les figures 1 à 5. En variante encore, un courant de bisulfite 108 est ajouté en au moins un autre point d’injection que ceux représentés sur les figures 1 à 5. Dans une variante des figures 3, 4, et 5, un courant de lavage, formé d’eau dépourvue de bisulfite est ajouté dans une phase hydrocarbures en aval de la séparation de la solution aqueuse contenant du bisulfite, et dans certains cas, juste en aval de cette séparation. Dans la variante de la , le point d’injection du courant de lavage est disposé dans le courant de gaz de pétrole liquéfié 164, en aval du séparateur 162B et en aval de la séparation du courant de reflux 162C, en amont de l’injection dans la colonne aval 168. Dans la variante des figures 4 et 5, ce point est situé juste en aval de la séparation de la solution aqueuse contenant du bisulfite, en amont du dispositif d’élimination des mercaptans 176. D’une manière surprenante, l’ajout de ce courant de lavage limite encore l’apparition d’une coloration rouge dans les hydrocarbures en aval de cet ajout. EXEMPLE 1 A titre d’exemple, un premier échantillon représentatif du mélange du courant d’amine chargé 100 et du courant aval d’amine chargé 174 est formé par la composition suivante : Solution de diéthylamine : 500 ml Sulfure d’hydrogène : 3,5 l (gaz en conditions CNTP) Acétaldéhyde : 1% masse. Le premier échantillon est circulé en boucle à travers un filtre analogue à celui du filtre 146, à une température égale à 25 °C sous une pression égale à 1 bara. Une formation d’un solide est observée dans le premier échantillon après 30 minutes. Un deuxième échantillon est formé par la même composition que le premier échantillon. Un équivalent de 3 fois la stœchiométrie d’acétaldéhyde d’une solution aqueuse de bisulfite de sodium est ajoutée au deuxième échantillon avant sa circulation en boucle à travers un filtre analogue à celui du filtre 146, à une température égale à 25 °C sous une pression égale à 1 bara. Aucune formation de solide n’est observée, illustrant l’effet surprenant produit par le procédé de traitement selon l’invention dans un courant d’amines contenant une teneur significative à la fois en sulfure d’hydrogène et en composés oxygénés résultant du co-traitement d’une charge issue de sources renouvelables 20. EXEMPLE 2 Un essai de neutralisation de l’acétaldéhyde par le bisulfite dans un courant d’hydrocarbures a également été réalisé, pour illustrer l’effet produit par un lavage supplémentaire à l’eau en aval de l’ajout d’un courant de bisulfite 108 : Solution HC de n-pentane : 500 ml Acétaldéhyde : 1% en masse. Solution aqueuse de bisulfite : 1l Concentration en bisulfite : 3 fois la stœchiométrie de l’acétaldéhyde Le n-pentane contenant l’acétaldéhyde est contacté avec la solution aqueuse de bisulfite et agité. Dans une ampoule à décanter les deux phases sont séparées. Après quelques jours, la phase aqueuse est limpide et sans dépôt, la phase hydrocarbures voit l’apparition d’un solide rouge. Un deuxième échantillon est formé par la même composition que le premier échantillon. La phase hydrocarbure est recontactée avec de l’eau sans bisulfite juste après la première décantation. Dans ce second cas, les phases aqueuses et hydrocarbures, après plusieurs jours, restent limpides et sans dépôt. Procédé de fractionnement d’un produit craqué (32) obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique (40) à lit fluidisé d’une charge d’hydrocarbures (20) et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables, en particulier d’une huile de pyrolyse de biomasse (22), le procédé comprenant les étapes suivantes : - récupération, en tête d’une colonne de distillation (34) du produit craqué (32), d’un courant de gaz de tête (36) ; - refroidissement et condensation partielle du courant de gaz de tête (36) pour obtenir un courant partiellement condensé (74) ; - séparation amont du courant partiellement condensé (74) en au moins une fraction gazeuse (78), en au moins une fraction liquide huileuse (80) et en au moins une fraction liquide aqueuse (82) ; - compression et condensation au moins partielle de la fraction gazeuse (78) pour former une fraction comprimée (85) ; - séparation aval de la fraction comprimée (85) en un flux d’hydrocarbures gazeux (88) et en au moins un flux liquide huileux (90) ; - fractionnement du flux d’hydrocarbures gazeux (88) pour former un courant de gaz combustible à traiter (92), - traitement du courant de gaz combustible à traiter (92) incluant un lavage par un courant d’amine de lavage (96) pour obtenir un courant de gaz combustible (18) traité, et un courant d’amine chargé en composés soufrés (100) ; - régénération du courant d’amine de lavage (96) à partir du courant d’amine chargé en composés soufrés (100) ; - traitement et fractionnement du flux liquide huileux (90) en des fractions d’hydrocarbures (12, 14, 16A à 16C) ; caractérisé par l’ajout d’un courant de bisulfite (108), en aval de la tête de la colonne de distillation (34), dans au moins un courant (78 ; 174 ; 90 ;164) issu du courant de gaz de tête (36), contenant au moins un composé oxygéné. Procédé de fractionnement selon la revendication 1, dans lequel le courant de bisulfite (108) est choisi parmi un courant de bisulfite de métal alcalin, en particulier un courant de bisulfite de sodium ou de potassium. Procédé de fractionnement selon la revendication 1 ou 2, dans lequel la teneur massique en composés oxygénés dans le courant (78 ; 174 ; 90 ; 164) issu du courant de gaz de tête (36) est supérieure à 0,1 % en masse, et est notamment comprise entre 0,2 % en masse et 5 % en masse. Procédé de fractionnement selon la revendication 3, dans lequel le rapport de la concentration molaire en bisulfite à la concentration molaire en composé oxygéné au point d’injection du courant de bisulfite (108) est supérieur à 1. Procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le composé oxygéné est un aldéhyde, en particulier un aldéhyde en C1 à C5. Procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le courant de bisulfite (108) est ajouté lors de la compression et de la condensation au moins partielle de la fraction gazeuse (78). Procédé de fractionnement selon la revendication 6, dans lequel la compression et la condensation au moins partielle de la fraction gazeuse (78) comprend le passage de la fraction gazeuse (78) dans un compresseur (124A), puis dans un refroidisseur (126A) disposé à la sortie du compresseur (124A), le courant de bisulfite (108) étant ajouté entre une sortie du compresseur (124A) et une entrée du refroidisseur (126A). Procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant un traitement et un fractionnement du flux liquide huileux (90) en un courant de gaz de pétrole liquéfié (164) contenant des hydrocarbures en C3 à C4 et en un courant (166) d’hydrocarbures en C5+, le courant de gaz de pétrole liquéfié (164) étant ensuite fractionné en une fraction (12) d’hydrocarbures en C3 et en une fraction (14) d’hydrocarbures en C4, éventuellement après passage dans un dispositif d’élimination des mercaptans (176). Procédé de fractionnement selon la revendication 8, comprenant un lavage du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) ou d’un courant issu du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) par un courant additionnel d’amine de lavage (170) pour obtenir un courant traité et un courant additionnel d’amine chargé en composés soufrés (174), le procédé comprenant le mélange du courant additionnel d’amine chargé en composés soufrés (174) avec le courant d’amine chargé en composés soufrés (100) avant la régénération conjointe du courant d’amine de lavage (96) et du courant additionnel d’amine de lavage (170). Procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications 8 ou 9, dans lequel le courant de bisulfite (108) est ajouté dans le flux liquide huileux (90) ou dans un courant (174 ; 172) produit à partir du flux liquide huileux (90), en aval de la séparation aval de la fraction comprimée (85) en un flux d’hydrocarbures gazeux (88) et en au moins un flux liquide huileux (90). Procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications 8 à 10, dans lequel l’ajout du courant de bisulfite (108) est effectué dans le courant de gaz de pétrole liquéfié (164) ou dans un courant (174 ; 172) issu du courant de gaz de pétrole liquéfié (164). Procédé de fractionnement selon la revendication 9, dans lequel l’ajout du courant de bisulfite (108) est effectué dans le courant additionnel d’amine chargé en composés soufrés (174). Procédé de fractionnement selon la revendication 8, dans lequel la totalité du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) est fractionnée en la fraction (12) d’hydrocarbures en C3 et en la fraction (14) d’hydrocarbures en C4, éventuellement après passage dans le dispositif d’élimination des mercaptans (176), sans lavage du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) ou d’un courant issu du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) par un courant additionnel d’amine de lavage. Procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant la filtration dans un filtre amont (146) du courant d’amine chargé en composés soufrés (100) avant la régénération du courant d’amine de lavage (96), l’ajout du courant de bisulfite (108) étant effectué en amont de la filtration dans le filtre amont (146). Procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant l’ajout additionnel, dans le au moins un courant (78 ; 174 ; 90 ; 164) issu du courant de gaz de tête (36), en aval de l’ajout du courant de bisulfite (108), d’un courant d’eau dépourvu de bisulfite. Méthode de production d’un gaz combustible (18) et de fractions d’hydrocarbures (12, 14, 16A à 16C), comportant les étapes suivantes, - traitement conjoint dans un craqueur catalytique (40) à lit fluidisé d’une charge d’hydrocarbures (20) et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables (22) pour former un produit craqué (32) ; - distillation du produit craqué (32) dans une colonne de distillation (34) ; - mise en œuvre d’un procédé de fractionnement selon l’une quelconque des revendications précédentes. Méthode selon la revendication 16, dans laquelle la charge d’hydrocarbures (20) et/ou la charge d’huile issue de sources renouvelables (22) sont hydrotraitées avant leur traitement conjoint dans le craqueur catalytique (40) à lit fluidisé, et lors de la mise en œuvre du procédé de fractionnement, la totalité du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) est fractionnée en la fraction (12) d’hydrocarbures en C3 et en la fraction (14) d’hydrocarbures en C4, éventuellement après passage dans un dispositif d’élimination des mercaptans (176), sans lavage du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) ou d’un courant issu du courant de gaz de pétrole liquéfié (164) par un courant additionnel d’amine de lavage. Unité (38) de fractionnement d’un produit craqué (32) obtenu par un traitement conjoint dans un craqueur catalytique (40) à lit fluidisé d’une charge d’hydrocarbures (20) et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables (22), l’unité de fractionnement (38) comprenant : - un ensemble (70) de récupération, en tête d’une colonne de distillation (34) du produit craqué (32), d’un courant de gaz de tête (36) ; - un ensemble (72) de refroidissement et de condensation partielle du courant de gaz de tête (36) pour obtenir un courant partiellement condensé (74) ; - un ensemble (76) de séparation amont du courant partiellement condensé (74) en au moins une fraction gazeuse (78), en au moins une fraction liquide huileuse (80) et en au moins une fraction liquide aqueuse (82) ; - un ensemble (84) de compression et de condensation au moins partielle de la fraction gazeuse (78) pour former une fraction comprimée (85) ; - un ensemble (86) de séparation aval de la fraction comprimée (85) en un flux d’hydrocarbures gazeux (88) et en au moins un flux liquide huileux (90) ; - un ensemble (91) de fractionnement du flux d’hydrocarbures gazeux (88) pour former un courant de gaz combustible à traiter (22), - un ensemble (94) de traitement du courant de gaz combustible à traiter (92) incluant un dispositif de lavage par un courant d’amine de lavage (96) pour obtenir un courant de gaz combustible (18) traité, et un courant d’amine chargé en composés soufrés (100) ; - un ensemble (102) de régénération du courant d’amine de lavage (96) à partir du courant d’amine chargé en composés soufrés (100) ; - un ensemble (104) de traitement et de fractionnement du flux liquide huileux (90) en des fractions d’hydrocarbures (12, 14, 16A à 16C) ; caractérisé par un système (106) d’ajout d’un courant de bisulfite (108), en aval de la tête de la colonne de distillation (34), dans au moins un courant (78 ; 174 ; 90 ; 164) issu du courant de gaz de tête (36), contenant au moins un composé oxygéné. Installation (10) de production d’un gaz combustible (18) et de fractions d’hydrocarbures (12, 14, 16A à 16C), comportant : - une unité (30) de traitement conjoint d’une charge d’hydrocarbures (20) et d’une charge d’huile issue de sources renouvelables (22) comprenant un craqueur catalytique (40) à lit fluidisé propre à former un produit craqué (32) ; - une colonne de distillation (34) du produit craqué (32) ; - une unité (38) de fractionnement selon la revendication 18, raccordée à la colonne de distillation (34).