FR 2913024 A1 20080829 FR 0701394 A 20070227 PROCEDE D'HYDROTRAITEMENT D'UNE CHARGE GAZOLE, UNITE D'HYDROTRAITEMENT POUR LA MISE EN OEUVRE DUDIT PROCEDE, ET UNITIF D'HYDRORAFFINAGE CORRESPONDANTE L'invention concerne un procédé d'hydrotraitement d'une charge gazole, une unité d'hydrotraitement pour la mise en oeuvre dudit procédé, ainsi qu'une unité d'hydroraffinage correspondante. En raison de la sévérisation des normes antipollution pour les moteurs diesel, les spécifications des gazoles moteurs au cours des deux dernières décennies ont évolué et font apparaître de nouvelles contraintes qui ont conduit à une modification des formulations des mélanges de gazoles moteurs. Depuis janvier 2005, les spécifications des gazoles moteurs sont les suivantes (norme européenne EN590) : Masse volumique (à 15 C) : 820-845 kg/m3 T95% (Température de distillation de 95% du gazole) : 360 C (maximale) Teneur en soufre : 50mg/kg (maximale) Cétane moteur : 51 (minimum) Cétane calculé (ASTM D4737) : 46 (minimum) Point de trouble : Une solution pour améliorer l'indice de cétane consiste à ajouter un additif pro cétane. Il s'agit le plus souvent de nitrates d'alkyle qui interviennent dans les étapes élémentaires d'oxydation avant l'auto inflammation du mélange. Ils réduisent ainsi le délai d'inflammation et permettent d'accroître l'indice de cétane de 3 à 5 points selon la quantité ajoutée. Une autre solution consiste à ajouter au mélange un carburant de substitution, tel qu'un biocarburant, car les esters d'huiles végétales présentent généralement un bon indice de cétane. De ce fait, la directive européenne 2003/30/CE vise notamment à promouvoir l'utilisation de biocarburants. Dans les transports, la communauté européenne a adopté un objectif de part de biocarburants de 5,75% du PCI (Pou.voir calorifique Inférieur) des carburants en 2010. C'est-à-dire que la quantité de biocarburant présente dans le mélange doit procurer 5,75% du PCI du mélange. Actuellement, le gouvernement français a instauré une taxe : la TGAP (Taxe Générale des Activités Polluantes), qui concerne les carburants mis à la consommation sur le territoire français. Les carburants soumis à cette taxe sont le SP95 , le SP98 et le Gazole Moteur . L'objectif de cette taxe est d'inciter l'incorporation de Biocarburant en augmentant progressivement le pourcentage du PCI (Pouvoir Calorifique Inférieur) apporté par la proportion de biocarburant de 1,75% en 2006 à 7,00% en 2010. Cet ajout est réalisé sur la base énergétique et l'origine Bio des produits incorporés. Ainsi, 1'ETBE (éthyle tertiobutyléther) voit son taux réduit puisqu'il ne contient que 47% d'éthanol (d'origine agricole) et un PCI inférieur à l'essence. Pour les gazoles moteurs, les biocarburants les plus couramment utilisés sont les esters d'huile végétale, comme l'ester méthylique d'huile de colza (EMC). Ces gazoles moteurs sont en général obtenus par mélange du biocarburant au gazole moteur après traitement de ce dernier. Ces mélanges sont ainsi souvent effectués par les distributeurs, juste avant la mise en distribution du carburant. Les mélanges obtenus à partir d'esters méthyliques d'huile végétale présentent l'avantage d'un cétane conforme à la norme, mais ils posent des problèmes de tenue à froid et de stabilité à l'oxydation. De plus, Ces mélanges sont trop lourds et présentent une densité très supérieure à la spécification de la norme, ce qui entraîne des difficultés de formulation à des taux d'incorporation élevés. On connaît déjà des procédés de raffinage de la biomasse qui ont été élaborés pour produire ces biocarburants. Ainsi, les documents US 4 992 605, US 5 705 722, EP 1 396 531 et SE 520 633 décrivent des procédés d'hydrotraitement des triglycérides contenus dans les huiles végétales. Les réactions mises en oeuvre sont toutefois fortement exothermiques. Afin de limiter les problèmes liés à cette forte exothermicité, il est nécessaire de faire re-circuler jusqu'à 80% de la charge en sortie du réacteur d'hydrotraitement, à l'entrée de celui-ci, d'où la nécessité de la réalisation d'une installation nouvelle dédiée à ce procédé d'hydrotraitement, et de surdimensionner hydrauliquement cette unité par rapport à la quantité de la charge réellement traitée. Par ailleurs, la demande de brevet EP 1 693 432 décrit un procédé d'hydrotraitement d'un mélange d'une charge d'origine pétrolière et d'une charge d'origine biologique. Néanmoins, les réactions d'hydrodéoxygénation des triglycérides étant plus rapides que celles d'hydroraffinage des coupes pétrolières, le traitement d'un tel mélange de charges d'origine pétrolière et biologique en tête du réacteur provoque une baisse de la pression partielle en hydrogène et donc une baisse de l'activité catalytique en hydrotraitement de la charge pétrolière. De plus, des réactions parallèles durant l'hydroraffinage des triglycérides, conduisent à la production de gaz tels que le dioxyde de carbone CO2, le méthane CH4, et l'oxyde de carbone CO qui est considéré comme un inhibiteur réversible de l'activité désulfurante du catalyseur. Or, dans une unité d'hydrotraitement classique, ces gaz contenant l'hydrogène H2 (gaz de recycle) sont le plus souvent séparés de l'effluent sortant du réacteur, puis réinjectés dans le réacteur après passage dans un système de traitement. La présence de CO dans le gaz de recycle s'avère donc pénalisante pour les réactions d'hydroraffinage de la coupe pétrolière. La demanderesse a proposé dans sa demande de brevet français 06.06892, un procédé d'hydrotraitement d'un mélange d'une charge d'origine pétrolière de type gazole et d'une charge d'origine biologique du type huiles végétales et/ou graisses animales, sans dispositif de recycle d'effluent liquide en tête de réacteur. Ce mélange est introduit en tête de réacteur, à la manière d'une charge usuelle. Le procédé décrit dans cette demande, dans l'une de ses variantes, comporte une unité de séparation et de traitement du monoxyde de carbone présent dans les gaz de recycle. Néanmoins, il existe toujours un besoin dans la technique d'améliorer les performances du procédé d'hydrotraitement d'un mélange d'une charge d'origine pétrolière et d'une charge d'origine biologique, tout en limitant la formation de gaz du type CH4, ainsi que H2O Notamment, lorsque l'on ajoute des triglycérides dans une charge gazole, il est nécessaire d'augmenter la quantité d'hydrogène H2 fournie afin de couvrir l'augmentation de la consommation de H2, et d'augmenter la température de la réaction, ou le volume catalytique, si l'on souhaite maintenir la même activité en hydrodésulfuration (HDS), c'est-à-dire si l'on souhaite atteindre le même taux de soufre en sortie par rapport à une HDS classique où seule une charge d'origine pétrolière est traitée. Cependant, une température de réaction plus élevée entraîne une réduction de la durée d'un cycle, de sorte qu'il est préférable de pouvoir diminuer cette température afin d'augmenter cette durée. Il est également préférable de limiter la consommation de H2 pour des raisons d'économie. A cette fin, l'invention propose un procédé d'hydrotraitement catalytique d'une charge d'origine pétrolière de type gazole et d'une charge d'origine biologique à base d'huiles végétales et/ou graisses animales dans une unité d'hydrotraitement, caractérisé en ce que ladite unité d'hydrotraitement comprend au moins un réacteur d'hydrotraitement en lit fixe fonctionnant à contre-courant. A cet effet, l'invention a aussi pour objet une unité d'hydrotraitement pour la mise en oeuvre dudit procédé, et une unité d'hydroraffinage correspondante. On entend, au sens de la présente invention, par charge d'origine biologique, toute charge renouvelable, définie couramment par le terme biomasse. En raison de l'utilisation d'une configuration dans laquelle au moins un réacteur d hydrotraitement fonctionne à contre-courant, le traitement de la charge d'origine pétrolière n'est pas perturbé par le traitement de la charge d'origine biologique. En effet, comme les réactions d'hydrodéoxygénation (HDO) des triglycérides sont plus rapides que celles d'hydroraffinage des coupes pétrolières, ces réactions d'HDO se font préférentiellement dans la partie haute dudit réacteur. La disposition à contre-courant permet donc de réaliser ces réactions d'HDO dans des conditions où la pression partielle d'H2 est la plus faible, ce qui limite la formation de gaz tels que le méthane CH4 et favorise la réaction de water shift qui produit de l'H2 et du CO2 à partir du CO, avec comme conséquence une diminution de la consommation d'H2 et de l'exothermicité de la réaction. En effet, les réactions de craquage qui surviennent lors de la déoxygénation de la charge d'origine biologique (par décarbonilation et/ou décarboxylation), conduisent au détachement d'un carbone en bout de chaîne, ce qui va induire un équilibre thermodynamique entre CO/CO2/CH4 par les réactions de CO Shift (CO+H2O CO2+H2) et de méthanation du CO (CO+3H2 CH4+H2O) et du CO2 (CO2+4H2 CH4+2H2O). De plus, de par la disposition à contre-courant, les gaz formés du fait des réactions d'HDO des triglycérides sont éliminés par le flux gazeux circulant à contre-courant, évitant ainsi l'effet d'inhibition dû au CO et l'effet de dilution de l'hydrogène par les gaz formés. Les réactions d'hydroraffinage de la coupe pétrolière, ont ainsi lieu dans des conditions favorables où la pression partielle d'hydrogène est plus élevée. Ceci permet également d'aboutir à des teneurs très faibles en soufre, car les molécules soufrées les plus lourdes et les plus réfractaires, qui sont généralement les plus difficiles et les plus longues à désulfurer, se retrouvent en bas du réacteur à une pression partielle en hydrogène plus élevée, et s'en trouvent plus facilement désulfurées. De plus, du fait de la disposition à contre-courant, dans cette partie du réacteur, on ne retrouve pas de H2S et d'autres éléments nuisibles à la réaction, ce qui facilite d'autant plus, la désulfuration de ces molécules réfractaires. Le procédé selon l'invention, minimise également le temps de séjour dans le réacteur du CO formé dans la réaction d'HDO, ce qui limite les réactions de méthanation du CO pour produire du CH4. La consommation d'hydrogène s'en trouve donc diminuée, et l'exothermicité globale de la réaction plus faible. Par ailleurs, la configuration d'au moins un réacteur à contre- courant étant plus efficace du point de vue de l'activité catalytique, on peut alors travailler soit à iso volume catalytique à des températures plus faibles, ce qui minimise les réactions de décarbonilation et décarboxylation qui donnent origine aux gaz CO, CO2 et CH4. Soit, on peut travailler à iso température, avec des volumes catalytiques moindres, pour obtenir les mêmes performances réactionnelles. De plus, généralement, des réactions de recombinaison d'oléfines avec du H2S, favorisées à haute température, sont à l'origine de la formation de mercapt:ans et rendent difficile l'obtention de gazole à très basse teneur en soufre. Or, des conditions de traitement à une température de réaction plus basse ainsi que l'absence de H2S en bas du réacteur à contre--courant, sont favorables à la minimisation de ces réactions de recombinaison, ce qui permet d'obtenir un produit à très basse teneur en soufre ( CO2+H2). Ainsi, une diminution de la concentration en CO dont l'effet inhibiteur est problématique, en faveur de la concentration en CO2, qui peut être plus facilement éliminé, par exemple par lavage aux amines, est obtenue par : -la diminution de la pression partielle d'H2, obtenue selon l'invention par le fait qu'une grande partie de l'hydrogène est consommée par l'hydrotraitement de la charge gazole dans la partie basse du réacteur à contre-courant, alors que l'hydrodéoxygénation de la charge d'origine biologique se fait de manière préférentielle dans la partie haute dudit réacteur, - un traitement de la charge d'origine biologique à la température la plus basse possible, ce qui peut être obtenu dans une variante de l'invention décrite plus loin, - l'ajout d'eau, qui peut être obtenu dans une autre variante de l'invention décrite plus loin, - l'élimination du monoxyde de carbone du gaz de recycle de l'unité, tel que décrit plus loin. Dans une première variante du procédé selon l'invention, l'unité d'hydrotraitement comprend un unique réacteur fonctionnant à contre-courant dans lequel les charges d'origine pétrolière et biologique sont injectées. Préférentiellement, les deux charges sont injectées en tête du réacteur. Il est également possible que la charge d'origine pétrolière soit injectée en tête de réacteur, alors que la charge d'origine biologique soit, quant à elle, injectée en aval de celle-ci. Il est également possible que la charge d'origine biologique soit injectée, pour partie, en tête de réacteur, comme la charge d'origine pétrolière, et pour partie en aval de celle-ci. Il est possible alors, dans le procédé selon l'invention, d'utiliser des catalyseurs différents dans chacune des zones catalytiques où sont injectées les charges d'origine pétrolière et biologique : par exemple CoMo pour la zone d'hydroraffinage de la coupe pétrolière et de préférence NiMo pour la deuxième zone traitant les triglycérides. Cette variante présente l'avantage de permettre l'utilisation d'une unité d'hydrotraitement existante dans laquelle on aura ajouté une entrée pour la charge d'origine biologique. Dans une deuxième variante, l'unité d'hydrotraitement comprend deux réacteurs distincts, un premier réacteur fonctionnant à co-courant et un deuxième réacteur fonctionnant à contre-courant recevant l'effluent liquide sortant du premier réacteur, la charge d'origine pétrolière étant injectée dans le premier réacteur à co-courant, et la charge d'origine biologique étant injectée dans le premier réacteur à co- courant et/ou dans le deuxième réacteur à contre-courant en mélange avec l'effluent liquide sortant du premier réacteur. De préférence, ].a charge d'origine pétrolière est injectée en tête du premier réacteur à co-courant et la charge d'origine biologique est injectée en tête du deuxième réacteur à contre-courant, en mélange avec l'effluent liquide sortant du premier réacteur. Il est possible également, que la charge d'origine biologique soit injectée, pour partie, dans le premier réacteur à co-courant en aval de la charge d'origine pétrolière, et pour partie, en tête du deuxième réacteur à contre-courant en mélange avec l'effluent liquide sortant du premier réacteur. Cette variante présente l'avantage de permettre le traitement de la charge d'origine biologique à une température plus basse que la température de traitement de la charge d'origine pétrolière. En effet, l'hydrotraitement de la charge d'origine biologique peut se faire à une température plus faible, de sorte qu'il n'est pas nécessaire de chauffer beaucoup la charge pour la traiter. De plus, une grande partie de l'hydrotraitement de :la charge d'origine pétrolière a déjà eu lieu dans le premier réacteur, le second réacteur permet alors l'hydrofinissage du traitement de la charge d'origine pétrolière et ne nécessite pas de températures aussi élevées. Cet hydrofinissage permet d'obtenir une teneur en soufre beaucoup plus basse par rapport aux teneurs habituellement obtenues en hydro:raffinage. De plus, ces conditions de traitement à une température de réaction plus basse dans le deuxième réacteur à contre-courant, ainsi que l'absence d'H2S, dans la partie basse du réacteur à contre-courant, sont favorables à la minimisation des réactions de recombinaison d'oléfines avec du H2S à l'origine de la formation des mercaptans, ce qui permet d'obtenir un produit à très basse teneur en soufre. Cette température plus basse dans le second réacteur à contre-courant permet également de limiter d'éventuels problèmes liés à la stabilité thermique de la charge d'origine biologique, en particulier lorsque l'effluent liquide sortant du premier réacteur est refroidi préalablement à son mélange avec la charge d'origine biologique. Il est notamment possible de récupérer la chaleur de cet effluent, et d'abaisser ainsi la température de ce dernier, pour chauffer la charge d'origine pétrolière, et le cas échéant la charge d'origine biologique, avant leur entrée dans leur réacteur respectif. L'exothermicité de la réaction d'hydrotraitement de la charge d'origine biologique nécessite en outre un volume important de dilution qui est assuré par la charge d'origine pétrolière partiellement hydrotraitée, sortant du premier réacteur. L'abaissement de la température du second réacteur à contre- courant favorise également une diminution de la production de CO. Par ailleurs, la configuration à contre-courant permet d'obtenir une hydrogénation plus poussée des composés aromatiques du fait d'une pression partielle d'hydrogène plus importante en bas du réacteur et d'une température d'opération plus faible. Ceci permet une amélioration sensible du cétane du produit final, ce qui est d'autant plus important lorsque la charge pétrolière introduite comprend des coupes à forte teneur en aromatiques, telles que celles provenant des unités FCC ou de cokéfaction. Enfin, mener les réactions d'hydrodésulfuration et les réactions d'hydrodéoxygénation dans deux réacteurs distincts permet une gestion indépendante des catalyseurs dans chacun des réacteurs, et rend possible la production de gazoles sans biomasse. On peut pour cela, soit isoler le second réacteur pour n'utiliser que le premier réacteur, soit arrêter l'alimentation en huiles végétales et/ou graisses animales et utiliser les deux réacteurs pour l'hydrotraitement de la charge gazole. Avantageusement, la charge d'origine pétrolière de type gazole est choisie parmi les coupes gazole provenant de la distillation d'un pétrole brut et/ou d'un brut synthétique issu du traitement des schistes bitumineux ou de pétroles bruts lourds et extra-lourds ou de l'effluent du procédé Fischer Tropsch, les coupes gazoles issues de différents procédés de conversion, en particulier, celles issues du craquage catalytique et/ou thermique (FCC, cokéfaction, viscoréduction). En particulier, on introduit la charge d'origine biologique à base d'huiles végétales et/ ou de graisses animales jusqu'à un taux de 30% en masse. Plus particulièrement, le taux de charge d'origine biologique à base d'huiles végétales et/ou de graisses animales est de préférence inférieur ou égal à 15 % en masse. En effet, l'introduction d'un tel taux de charge d'origine biologique n'affecte que très légèrement les propriétés à froid du produit final. En particulier, le point de trouble de l'effluent final ne présente, généralement, qu'un écart de 1 C par rapport à l'effluent obtenu sans injection de biomasse. Ce résultat, qui diffère de ce qu'auraient prédit les lois de mélanges, est très intéressant car il démontre la synergie, au cours du procédé selon l'invention, entre les deux types de charges. L'introduction de taux élevés de charge d'origine biologique est permise grâce à l'utilisation de la charge d'origine pétrolière hydrotraitée comme diluant, sans la nécessité d'une re-circulation d'effluent liquide en amont de l'introduction de la charge d'origine biologique. Les huiles végétales ou animales contenues dans la charge d'origine biologique utilisée selon l'invention sont composées majoritairement de triglycérides d'acides gras (>90% en poids), dont les longueurs de chaîne dépendent de la nature de l'huile utilisée. Elles peuvent également contenir des acides gras. Au sens de l'invention, les huiles végétales et graisses animales peuvent également contenir des esters d'acides gras. Dans le cadre de l'invention, les huiles végétales et graisses animales peuvent être utilisées brutes. Mais elles sont préférentiellement raffinées afin d'éviter l'encrassement de l'unité d'hydrotraitement. Dans ce cas, on parle d'huiles dégommées, c'est-à- dire après retrait d'une grande partie des phospholipides. Les huiles végétales peuvent en particulier être l'huile de palme, l'huile de soja, l'huile de colza, l'huile de tournesol, l'huile de lin, l'huile de son 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 palmiste, l'huile de coco, l'huile de babasu, l'huile issue des algues ou un mélange de deux ou plusieurs de ces huiles. Ces huiles vont produire essentiellement des paraffines en C12 à c 18. L'huile de palme est particulièrement préférée, car c'est l'une des huiles comportant les chaînes carbonées les plus proches de la longueur moyenne des chaînes carbonées d'un gazole moteur, avec près de 50% de C16. Comme l'huile de palme est l'une des plus saturées, son hydrotraitement nécessite une quantité d'hydrogène moindre par rapport aux autres huiles. De plus, la stabilité thermique de l'huile de palme limite l'encrassement des échangeurs thermiques situés en amont du réacteur dans une unité d'hydroraffinage classique. L'huile de palme présente en outre l'avantage d'avoir son profil centré sur celui de la charge gazole, ce qui limite la perturbation de ce dernier, d'être économique, et d'être peu utilisée pour l'alimentation humaine. Comme graisses animales, on peut par exemple utiliser la graisse de poisson, l'huile animale. Une façon particulièrement avantageuse d'utiliser l'invention, est donc d'utiliser préférentiellement l'huile de palme ou toute autre huile végétale ou d'origine animale susceptible de produire par hydrotraitement un maximum de paraffines linéaires en C15 à C18 de façon à induire une augmentation importante de l'indice de cétane des charges produites tout en diminuant la densité, et à mieux valoriser les bases à indice de cétane faible et densité élevée, telles que le LCO ( Light Cycle Oil ) qui se caractérise par une densité élevée et un indice de cétane très bas, et les gazoles issus de bruts acides qui présentent d'excellentes propriétés à froid mais ont comme caractéristiques de présenter une densité élevée et un faible indice de cétane. De plus, le procédé selon l'invention permet de favoriser l'hydrogénation des composés aromatiques et d'améliorer sensiblement le cétane du produit final. Avantageusement, la zone catalytique d'injection de la charge d'origine biologique comprend une première couche de catalyseur piège à métaux. Ces catalyseurs pièges à métaux sont connus en eux mêmes, et sont généralement composés d'alumine macroporeuse. Le but d'utiliser un tel piège à métaux, commercialement connu est de débarrasser les huiles végétales et/ou graisses animales des éventuelles impuretés qu'elles contiennent (Na, K, Cl...). Selon une caractéristique particulière de l'invention, on utilise une quantité d'hydrogène introduite dans le réacteur à contre-courant de 50 à 2000 Normaux-litres de H2 par litre de charge, préférentiellement de 100 à 1500 Normaux-litres de H2 par litre de charge, et encore plus préférentiellement de 120 à 500 Normaux-litres de H2 par litre de charge. Selon une caractéristique particulière de l'invention, la température de traitement de la charge dans le réacteur à contre-courant est de 250 à 420 C, de préférence de 280 à 400 C.35 Selon une caractéristique particulière de l'invention, on traite les différentes charges à une pression de 25 à 150 bars, de préférence de 30 à 70 bars. Selon une autre caractéristique de l'invention, la VVH de la charge dans le réacteur à contre-courant est de 0,3 à 10, de préférence de 0,6 à 5. Dans les conditions du procédé (P, T ), la formation de CH4 et H2O est ainsi ralentie car les réactions sont limitées (voir les réactions de CO shift et de méthanation décrites plus haut). Il en résulte une consommation plus faible de H2 et la production d'un gaz de recycle plus concentré en hydrogène. Selon une caractéristique particulière de l'invention, on traite la charge d'origine biologique sur au moins un lit catalytique dans l'unité d'hydrotraitement, le lit catalytique contenant au moins un catalyseur à base d'oxydes métalliques choisis parmi les oxydes des métaux du groupe VI-B (Mo, W) et VIII-B (Co, Ni, Ru, Rh) et/ou de métaux nobles tels que Pt et Pd, supportés sur un support choisi parmi l'alumine, silice, silice alumine, zéolithe, ferrierite, alumine phosphatée, silice alumine phosphatée, :mordénite, mazite. Par exemple, le catalyseur utilisé sera du NiMo, CoMo, NiW, PtPd, ou un mélange de deux ou plusieurs de ceux-ci. Le catalyseur utilisé peut également être à base de métaux à l'état massique tel que le catalyseur commercialement connu sous le nom Nebula. Selon une autre caractéristique particulière de l'invention, on traite la charge d'origine biologique introduite dans l'unité d'hydrotraitement sur au moins un lit catalytique contenant au moins pour partie un catalyseur avec une fonction isomérisante, à base d'oxydes métalliques ou de métaux nobles tels que Pt, Pd, sur un support acide tel que silice alumine amorphe, zéolithe, ferrierite, alumine phosphatée, silice alumine phosphatée. Avantageusement, dans le dernier lit du réacteur catalytique fonctionnant à contre-courant, on utilisera un catalyseur avec une fonction isomérisante permettant d'améliorer les propriétés à froid du produit. En effet, les lits catalytiques contenant des oxydes métalliques sur support acide présentent l'avantage de favoriser les réactions d'isomérisation, ce qui peut permettre d'améliorer, c'est-à- dire de réduire très nettement, le point de trouble du produit fini. Ce catalyseur pourra être composé d'oxydes métalliques sur un support acide tel que silice alumine amorphe, zéolithe, ferrierite, alumine phosphatée, silice alumine phosphatée. On utilisera préférentiellement des oxydes de nickel et de tungstène et encore plus préférentiellement des oxydes de métaux nobles, tels que le platine, le palladium... En effet, la configuration contre-courant fait que l'H2S et les autres impuretés telles que le CO et le CO2 sont quasiment absents dans la partie basse du réacteur, et que la pression partielle de l'hydrogène est quant à elle très élevée, ce qui permet d'yinstaller un lit catalytique à bases d'oxydes de métaux nobles, conduisant ainsi à une meilleure activité en h.ydrodésulfuration et en isomérisation. Avantageusement, dans la deuxième variante de l'invention selon laquelle l'unité d'hydrotraitement comprend deux réacteurs distincts, la première zone catalytique destinée au traitement de la charge d'origine pétrolière contient un ou plusieurs lits de catalyseur contenant des catalyseurs qui présentent une bonne performance en hydrodésulfurisation, tandis que la deuxième zone catalytique destinée au traitement de la charge d'origine biologique contient un ou plusieurs lits de catalyseur contenant des catalyseurs présentant une bonne performance pour la déoxygénation des triglycérides de la charge (par exemple à base de NiMo) et/ou des catalyseurs favorisant les réactions d'isomérisation. De préférence, clans le dernier lit de la deuxième zone catalytique on utilisera un catalyseur avec une fonction isomérisante permettant d'améliorer les propriétés à froid du produit. Avantageusement, on injecte de l'eau dans l'unité d'hydrotraitement dans la zone de traitement de la charge d'origine35 biologique. La présence d'eau dans le réacteur, et plus précisément, dans la zone de traitement de la charge d'origine biologique, permet en effet de déplacer l'équilibre de la réaction de CO shift vers la transformation du CO en CO2, qui peut être beaucoup plus facilement éliminé. On favorise ainsi la conversion du CO produit par la réaction d'hydrodéoxygénation, vers du CO2 et H2, en limitant la réaction de méthanation qui produit le méthane CH4, ce qui résulte en une diminution de l'exothermicité et de la consommation d'H2. De plus, dans le procédé selon l'invention, l'eau, sous forme vapeur, est éliminée par le flux gazeux circulant à contre-courant. Dans une variante particulièrement avantageuse du procédé, comprenant un traitement de gaz de recycle issu de l'unité d'hydrotraitement avant sa réinjection dans ladite unité, on effectue un traitement supplémentaire du monoxyde de carbone présent dans ledit gaz de recycle. Il est ainsi possible de ne pas réinjecter le monoxyde de carbone dans le réacteur pour ne pas risquer d'inhiber le catalyseur. En particulier, un tel traitement du CO peut être mis en oeuvre lorsque la teneur en CO des gaz de recycle atteint une valeur prédéterminée. La séparation et le traitement du monoxyde de carbone peuvent être réalisés par l'introduction, dans le système de traitement des gaz de recycle, d'un dispositif de séparation et de traitement du monoxyde de carbone. En particulier, il est possible d'utiliser des équipements de conversion du CO (appelés CO shift par les spécialistes) tels que ceux généralement fournis par les fabricants d'unité d'hydrogène. Ainsi, de préférence, on traite le monoxyde de carbone au moyen d'une unité de conversion de CO utilisant la réaction de CO shift . On transforme ainsi le CO en CO2, qui peut être éliminé plus facilement. I1 est également. possible d'utiliser une unité de traitement PSA (abréviation de Pressure Swing Adsorption - Adsorption par Variations de Pression). Cette technologie est connue en elle même. Les adsorbants sont sélectionnés en fonction de la nature des impuretés à éliminer des courants porteurs d'hydrogène, et qui sont dans notre cas le monoxyde de carbone CO et éventuellement le méthane CH4, l'éthane C2H6 et le propane C3H8. Préférentiellement, les gaz ainsi séparés sont utilisés dans un vaporéformeur, tel qu'un vaporéformeur de méthane ( SMR : Steam Methane Reformer). Le CO et les autres produits de la déoxygénation de la charge d'origine biologique, sont ainsi valorisés comme gaz de synthèse pour la production d'un gaz hydrogéné d'origine biologique. En utilisant cette configuration, le CO est donc valorisé et on n'est donc pas tenu, afin d'éviter son effet inhibiteur, de diminuer sa concentration en faveur de la concentration en CO2 qui peut être plus facilement éliminé. Avantageusement, on effectue en outre un traitement au cours duquel on sépare et on traite le dioxyde de carbone (CO2) et l'hydrogène sulfuré (H2S) présents dans ledit gaz de recycle avant la réinjection de ce dernier dans l'unité d'hydrotraitement. Ce traitement est par exemple réalisé par passage du gaz de recycle dans un absorbeur amine. Ce traitement supplémentaire permet donc d'éliminer du circuit les gaz à traiter, c'est à dire le CO2 et l'H2S. Une autre façon particulièrement avantageuse d'utiliser l'invention, particulièrement lorsque le taux d'huiles végétales et/ou de graisses animales est important, est de compenser l'exothermicité qui résulte nécessairement de l'ajout des ces huiles. Ainsi, avantageusement, on contrôle l'exothermicité de l'hydrotraitement de la charge au moyen de systèmes de régulation thermique. Dans une unité d'hydrotraitement classique, il s'agit par exemple de l'amélioration de la distribution liquide/gaz, de quench gazeux et/ou liquides (c'est-à-dire l'apport de gaz ou liquides froids dans le réacteur), de répartition du volume de catalyseur sur plusieurs lits catalytiques, de gestion de préchauffe de la charge à l'entrée du réacteur, notamment par action sur le four et/ou les échangeurs de chaleur situés en amont du réacteur, sur des lignes de dérivation (by- pass), etc. pour abaisser la température à l'entrée du réacteur. Selon une première variante de l'invention, on préfèrera l'ajout d'un liquide (quench liquide) pour gérer l'exothermicité. Ce liquide peut par exemple être constitué d'une partie de la charge hydroraffinée sortant de l'unité d'hydroraffinage. Il est introduit au niveau de la zone de traitement de la charge d'origine biologique, en particulier lorsque l'unité d'hydrotraitement comprend un unique réacteur. Lorsque l'unité d'hydrotraitement comprend deux réacteurs, ce liquide peut être constitué d'une partie de l'effluent du premier réacteur. Il est introduit, de même, au niveau de la zone de traitement de la charge d'origine biologique. Selon une deuxième variante de l'invention dans laquelle deux réacteurs distincts sont utilisés, un système de régulation thermique consiste à récupérer de la chaleur de l'effluent sortant du premier réacteur afin d'abaisser sa température avant son injection dans le deuxième réacteur. Ceci permet de réaliser un important gain énergétique. L'invention concerne également une unité d'hydrotraitement catalytique pour la mise en oeuvre dudit procédé. Avantageusement, l'unité comprend au moins un réacteur d'hydrotraitement en lit fixe fonctionnant à contre-courant. Dans une première variante, l'unité comprend un unique réacteur fonctionnant à contre-courant. Les charges d'origine pétrolière et biologique sont alors injectées dans ce réacteur. Dans une seconde variante, l'unité comprend deux réacteurs distincts, un premier réacteur fonctionnant à co-courant et un deuxième réacteur fonctionnant à contre-courant recevant l'effluent liquide sortant du premier réacteur, la charge d'origine pétrolière étant injectée dans le premier réacteur à co-courant. La charge d'origine biologique est alors injectée dans le premier réacteur à co-courant et/ou dans le deuxième réacteur à contre-courant en mélange avec l'effluent liquide sortant du premier réacteur. L'invention concerne aussi une unité d'hydroraffinage comprenant au moins une unité d'hydrotraitement catalytique selon l'invention. L'invention est maintenant décrite en référence aux dessins annexés, non limitatifs, dans lesquels : - la figure 1 est un schéma simplifié d'une unité d'hydroraffinage comprenant une unité d'hydrotraitement selon un premier 5 mode de réalisation de l'invention, comportant un unique réacteur à contre-courant. la figure 2 est un schéma simplifié d'une unité d'hydroraffinage comprenant une unité d'hydrotraitement selon un deuxième mode de réalisation de l'invention, comportant un premier 10 réacteur à co-courant et un deuxième réacteur à contre- courant. Selon un premier mode de réalisation, une unité d'hydrotraitement catalytique selon l'invention est formée d'un unique 15 réacteur (1), tel que représenté sur la figure 1. Ce réacteur (1) fonctionnant à contre-courant est pourvu d'une première entrée (2) pour l'introduction d'une charge d'origine pétrolière (Cp) de type gazole et une deuxième entrée (3) pour l'introduction d'une charge d'origine biologique (Cb) à base d'huiles végétales et/ou animales. De préférence, 20 ces entrées sont situées en tête de réacteur. On pourrait toutefois prévoir que les deux charges soient réunies avant leur entrée dans le réacteur et entrent par l'entrée habituelle du réacteur. Par ailleurs, le réacteur (1) comprend une entrée (4) pour 25 l'introduction d'hydrogène H2 en contre-courant. Une ligne (5) amène la charge d'origine pétrolière (Cp) à la première entrée (2) du réacteur, tandis qu'une ligne (6) amène la charge d'origine biologique (Cb) à la deuxième entrée (3) du réacteur. L'effluent liquide sortant du réacteur (1) est évacué au moyen d'une ligne (14). 30 Un échangeur de chaleur (7) est placé en aval du réacteur (1) sur la ligne (14) afin de chauffer la charge Cp circulant dans la ligne (5), en amont du réacteur (1). En aval de l'échangeur de chaleur (7), et en amont du réacteur (1), la charge circulant dans la ligne (5) est chauffée par un four (8). 35 Le gaz en sortie du réacteur (1) est envoyé vers un séparateur (9) qui permet de séparer de l'effluent un gaz riche en hydrogène et contenant également du CO et du CO2. Ce gaz est amené dans une unité (10) de traitement et de séparation du CO2, par exemple un absorbeur aux amines, puis dans une unité (11) de séparation et de traitement du CO, du type PSA. Le CO séparé dans cette unité (11), ainsi que les autres gaz séparés tels que CH4, C2H6, C3H8 peuvent être avantageusement envoyés vers une unité SMR (12) pour la production d'hydrogène H2. Cet hydrogène peut alors être éventuellement renvoyé dans la ligne (13) ramenant le gaz de recycle dans le réacteur (1) à contre-courant. Selon un deuxième mode de réalisation, une unité d'hydrotraitement catalytique selon l'invention est formée de deux réacteurs (20), (21). La figure 2 représente une unité d'hydroraffinage équipée d'une telle unité d'hydrotraitement catalytique. Le premier réacteur (20) fonctionne à co-courant, tandis que le deuxième réacteur (2 :L) fonctionne à contre-courant. La charge d'origine pétrolière Cp est amenée en tête de ce premier réacteur (20) au moyen d'une ligne (22), mais l'effluent liquide sortant de ce premier réacteur, au lieu d'être dirigé vers une section de séparation, est envoyé en tête du deuxième réacteur (21) au moyen d'une ligne (23). Une ligne (24) amenant la charge d'origine biologique Cb rejoint la ligne (23) avant son entrée en tête du deuxième réacteur (21). Des entrées distinctes pourraient toutefois être envisagées dans le deuxième réacteur. Une ligne (25) récupère l'effluent liquide en sortie du deuxième réacteur (21) et le conduit à une section de séparation. De même que pour une unité classique, un échangeur de chaleur (26) est placé en aval du premier réacteur (20) sur la ligne (23) afin de chauffer la charge Cp circulant dans la ligne (22), en amont du premier réacteur (20). De préférence, l'unité d'hydroraffinage selon l'invention comprend, en plus, un deuxième échangeur de chaleur (27) placé en aval du deuxième réacteur (21) sur la ligne (25), et chauffant également la charge Cp circulant dans la ligne (22) en amont du premier réacteur (20), ce deuxième échangeur (27) étant par exemple placé en amont du premier échangeur (26). En amont de ces échangeurs de chaleur (26) et (27), une ligne (28) raccordée sur la ligne (22), apporte à la charge Cp à traiter dans le premier réacteur à co-courant, un gaz riche en H2. En aval des échangeurs de chaleur (26), (27) et en amont du premier réacteur (21), la charge d'origine pétrolière mélangée au gaz riche en H2 circulant dans la ligne (22) est chauffée par un four (29). A la sortie du deuxième réacteur à contre-courant (21), on récupère l'effluant liquide qui est refroidi, puis séparé dans une section de séparation non représentée ici. Le gaz en sortie du deuxième réacteur (21) est envoyé vers un séparateur (30) qui permet de séparer de l'effluent un gaz riche en hydrogène et contenant également du CO et du CO2. Ce gaz est amené dans une unité (31) de traitement et de séparation du CO2, par exemple un absorbeur aux amines, puis dans une unité (32) de séparation et de traitement du CO, du type PSA. Le CO séparé dans cette unité (32), ainsi que les autres gaz séparés tels que CH4, C2H6 et C3H8, peuvent être avantageusement envoyés vers une unité SMR (33) pour la production d'hydrogène H2. Cet hydrogène peut alors être éventuellement renvoyé dans la ligne (28) ramenant le gaz de recycle dans le premier réacteur (20) à co-courant et dans la ligne (34) ramenant le gaz de recycle dans le deuxième réacteur (21) en contre-courant. Cette unité permet ainsi d'effectuer l'hydroraffinage des coupes pétrolières dans le premier réacteur (20) et d'effectuer une finition de lhydroraffinage des coupes pétrolières dans le deuxième réacteur (21), ainsi que la déoxygénation des triglycérides de la charge d'origine biologique à contre-courant. Il apparaît en outre clairement que le deuxième réacteur peut être facilement isolé du circuit au moyen de vannes, une conduite de dérivation amenant directement l'effluent liquide sortant du premier réacteur vers les dispositifs de séparation et de traitement. Ainsi, cette unité d'hydroraffinage peut être utilisée pour l'hydrotraitement d'une charge d'origine pétrolière avec ou sans ajout d'une charge d'origine biologique. Les exemples suivants illustrent les avantages produits par le procédé selon l'invention. Exemples Charge étudiée La charge à base de gazole étudiée est composée de 30 % de LCO ( Light Cycle Oil ) et de 70% de coupes de type gazole provenant de la distillation directe (ou straight-run. (SR) selon la dénomination anglaise) d'un pétrole brut. Les caractéristiques de cette charge gazole ainsi que celles de l'huile de palme incorporée à environ 15 % poids sont reportées dans les tableaux 1 et 2 respectivement. Tableau 1 : caractéristiques de la charge gazole Densité à 15 C 0.8738 Teneur en soufre (ppm) 6570 Dont soufre réfractaire (dibenzothiophène 80 % ou composés plus lourds) (% poids) Teneur en azote basique (ppm) 23 Point de trouble ( C) -4 Indice de Cétane calculé ASTM D 4737) 47 Température de distillation de 240 5% 259 20% 285 50% 319 80% 344 95% du gazole ( C, ASTM D 86) Teneur en polyaromatiques (% en poids) 14.8 Teneur totale en aromatiques (% en 31.6 poids) c 5 Tableau :2 : caractéristiques de l'huile de palme Densité à :L5 C 0,8956 Composition en acide 0,2 (pourcentages en poids) Acide laurique 12 : 0 Acide myristique 14 : 0 1,1 Acide palmitique 16 : 0 45,7 Acide palmitoléique 16 : 1 0,2 Acide margarique 17 : 0 0,1 17:1 Dans l'exemple 1, qui sert de référence, le traitement se fait sur une unité comportant un réacteur d'hydrotraitement fonctionnant à co- courant, dans lequel le volume de catalyseur est de 54,6 m3. L'alimentation simultanée d'huile de palme et de la charge à base de gazole se fait en tête de réacteur. La pression partielle d'hydrogène est de 63 bars, et la température moyenne de traitement est de 362 C. Cette température permet d'assurer une teneur en soufre de 10 ppm à partir de la charge traitée ici. Dans l'exemple 2, selon l'invention, le traitement se fait sur une unité comportant un réacteur d'hydrotraitement fonctionnant à contre- courant. La charge à base de gazole et la charge à base d'huile de palme sont incorporées en tête de réacteur. Le volume global de catalyseur dans l'unité est de 54,6 m3 (identique à celui de l'exemple 1). La température moyenne de réaction est de 350 C, ce qui permet d'assurer une teneur en soufre de 10 ppm à partir de la charge traitée ici. Dans l'exemple 3, selon l'invention, le traitement se fait également sur une unité comportant un réacteur d'hydrotraitement fonctionnant à contre-courant. La charge à base de gazole ainsi que la charge à base d'huile de palme sont incorporées en tête de réacteur. Le volume global de catalyseur de 33,3 m3. La température moyenne de réaction dans le premier réacteur est de 362 C (identique à celle de l'exemple 1), ce qui permet à l'unité (ensemble des deux réacteurs en série) d'assurer une teneur en soufre de 10 ppm à partir de la charge traitée ici. Les réacteurs contiennent un catalyseur commercial d'hydrodésulfuration connu par l'homme du métier, constitué d'alumine poreuse sur laquelle sont déposés des oxydes de nickel et de molybdène. Ce catalyseur se présente sous la forme d'extrudés de 1 à 2 mm de diamètre de forme trilobe. La densité de chargement est de 950 kg/m3 de catalyseur chargé dans l'unité. La pression partielle d'hydrogène à l'entrée du réacteur est de 63 bars. La couverture d'hydrogène utilisée pour les exemples exposés est de 350 Nl/l (c'est-à-dire la quantité de Normaux-litres d'hydrogène par litre de charge). Une section de strippage de l'effluent liquide est présente à la sortie du réacteur afin d'éliminer les gaz tels que H2S, NH3, CO, CO2 lorsque ces composés sont présents dans l'effluent. Le tableau 3 résume les conditions opératoires de l'unité utilisée. Tableau 3: Conditions Opératoires pour l'obtention d'un gazole à 10 ppm de soufre Exemple 1 Exemple 2 Exemple 3 Débit de la charge gazole (m3/h) 47,7 47,7 47,7 Débit de la charge d'huile de 6,9 6,9 6,9 palme (m3/h) Volume de catalyseur (m3) 54,6 54,6 33,3 Température moyenne de 362 350 362 réaction ( C) VVH (h-1) 1 1 1,63 Couverture d'hydrogène (Nl/l) 350 350 350 Teneur en soufre de l'effluent 10 10 10 La comparaison des exemples 1 et 2, montre qu'en utilisant le même volume catalytique (54,6 m3), la mise en oeuvre de l'invention permet de faire fonctionner le premier réacteur à la température de 350 C, au lieu de 362 C dans le cas de l'exemple 1. Cette différence de 12 C a pour conséquence de réaliser un gain énergétique considérable. De plus, les conditions étant moins sévères, la durée de cycle s'en trouve allongée. Dans ce cas, on peut s'attendre à avoir une durée de cycle allongée d'au moins 1 an. La comparaison des exemples 1 et 3, montre qu'à une température réactionnelle moyenne du réacteur d'hydrotraitement de 362 C, le volume catalytique nécessaire pour obtenir un gazole à 10 ppm en sortie, est moins élevé lorsqu'est mise en oeuvre l'invention. En effet, le gain est de 21,3 m3 de volume de catalyseur, ce qui implique une baisse d'environ 49 % du volume total de catalyseur pour l'unité. Qualité des produits Le tableau 4 regroupe les résultats d'une analyse détaillée de l'effluent obtenu pour les exemples 1, 2 et 3. L'incorporation d'huile de palme en charge d'une unité d'hydrodésulfuration comprenant un réacteur fonctionnant à contre-courant, a pour conséquence d'ajouter des normales paraffines dans le produit final, et les caractéristiques des produits obtenus s'en trouvent favorablement affectées. En particulier, on constate que le point de trouble des effluents est de -2 C, alors qu'on aurait pu s'attendre, avec l'incorporation de 15 % d'huile de palme à la charge gazole, à un plus grand impact sur le point de trouble. De plus, on constate également que la teneur en composés aromatiques des effluents issus de la mise en oeuvre de l'invention (exemples 2 et 3) dans lesquels le traitement se fait sur une unité comportant un réacteur d'hydrotraitement fonctionnant à contre- courant, est nettement inférieur à celle obtenue dans l'exemple 1 dans lequel le traitement se fait sur une unité comportant un réacteur d'hydrotraitement fonctionnant à co-courant. Par ailleurs, l'indice de cétane est sensiblement amélioré par la mise en oeuvre de l'invention Tableau 4 : caractéristiques des effluents des exemples 2 et 3 Exemple 1 Exemple 2 Exemple 3 Densité à 15 C 0,8436 0,8356 0,8336 Soufre (ppm) 10 10 10 Point de trouble ( C) -3 -2 -2 Indice cétane calculé 59 62 62.5 GPC (triglycérides) (% REVENDICATIONS 1. Procédé d'hydrotraitement catalytique d'une charge d'origine pétrolière de type gazole et d'une charge d'origine biologique à base d'huiles végétales et/ou graisses animales dans une unité d'hydrotraitement, caractérisé en ce que ladite unité d'hydrotraitement comprend au moins un réacteur d'hydrotraitement en lit fixe fonctionnant à contre-courant. 2. Procédé d'hydrotraitement selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'unité d'hydrotraitement comprend un unique réacteur fonctionnant à contre-courant dans lequel les charges d'origine pétrolière et biologique sont injectées. 3. Procédé d'hydrotraitement selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'unité d'hydrotraitement comprend deux réacteurs distincts, un premier réacteur fonctionnant à co-courant et un deuxième réacteur fonctionnant à contre-courant recevant l'effluent liquide sortant du premier réacteur, et en ce que la charge d'origine pétrolière est injectée dans le premier réacteur à co-courant, et la charge d'origine biologique est injectée dans le premier réacteur à cocourant et/ou dans le deuxième réacteur à contre-courant en mélange avec l'effluent liquide sortant du premier réacteur. 4. Procédé d'hydrotraitement selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la charge d'origine pétrolière de type gazole est choisie parmi les coupes gazole provenant de la distillation d'un pétrole brut et/ou d'un brut synthétique issu du traitement des schistes bitumineux ou de pétroles bruts lourds et extra-lourds ou de l'effluent du procédé Fischer Tropsch, les coupes gazoles issues de différents procédés de conversion, en particulier, celles issues du craquage catalytique et/ou thermique (FCC, cokéfaction, viscoréduction). 5. Procédé d'hydrotraitement selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le taux de la charge d'origine biologique à base d'huiles végétales et/ou de graisses animales est jusqu'à 30% en masse, et plus préférentiellement inférieur ou égal à 15 % en masse. 6. Procédé d'hydrotraitement selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les huiles végétales contenues dans la charge d'origine biologique sont choisies parmi l'huile de palme, l'huile de soja, l'huile de colza, l'huile de tournesol, l'huile de lin, l'huile de son 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 palmiste, l'huile de coco, l'huile de babasu, l'huile issue des algues, de préférence l'huile de palme, ou un mélange de deux ou plusieurs de ces huiles. 7. Procédé d'hydrotraitement selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on injecte la charge d'origine biologique au niveau d'une zone catalytique comprenant une première couche de catalyseur piège à métaux. 8. Procédé d'hydrotraitement selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la quantité d'hydrogène introduite dans le réacteur à contre-courant est de 50 à 2000 Normaux-litres de H2 par litre de charge, préférentiellement de 100 à 1500 Normaux-litres de H2 par litre de charge, et encore plus préférentiellement de 120 à 500 Normaux-litres de H2 par litre de charge. 9. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la température de traitement de la charge dans le réacteur à contre-courant est de 250 à 420 C, de préférence de 280 à 400 C. 10. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la charge est traitée à une pression de 25 à 150 bars, de préférence de 30 à 70 bars. 11. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la VVH de la charge dans le réacteur à contre-courant est de 0,3 à 10, de préférence de 0,6 à 5. 12. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, la charge d'origine biologique35 traverse au moins un lit catalytique dans l'unité d'hydrotraitement, le lit catalytique contenant au moins un catalyseur à base d'oxydes métalliques choisis parmi les oxydes des métaux du groupe VI-B (Mo, W) et VIII-B (Co, Ni, Ru, Rh) et/ou de métaux nobles tels que Pt et Pd, supportés sur un support choisi parmi l'alumine, silice, silice alumine, zéolithe, ferrierite, alumine phosphatée, silice alumine phosphatée, mordénite, mazite. 13. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on traite la charge d'origine biologique introduite dans l'unité d'hydrotraitement sur au moins un lit catalytique contenant au moins pour partie un catalyseur avec une fonction isomérisante, à base d'oxydes métalliques ou de métaux nobles tels que Pt et Pd, sur. un support acide tel que silice alumine amorphe, zéolithe, ferrierite, alumine phosphatée, silice alumine phosphatée 14. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on injecte de l'eau dans l'unité d'hydrotraitement dans la zone de traitement de la charge d'origine biologique. 15. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, comprenant un traitement de gaz de recycle issu de l'unité d'hydrotraitement avant sa réinjection dans ladite unité, dans lequel on effectue un traitement supplémentaire du monoxyde de carbone présent dans ledit gaz de recycle. 16. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon la revendication 15, dans lequel on traite le monoxyde de carbone au moyen d'une unité de conversion de CO utilisant la réaction de CO shift . 17. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon la revendication 15 ou 16, dans lequel on sépare le monoxyde de carbone CO, et éventuellement le méthane CH4, l'éthane C2H6, le propane C3H8, au moyen d'une unité de traitement PSA. 18. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon la revendication 17, dans lequel le monoxyde de carbone CO séparé, et éventuellement le méthane CH4, l'éthane C2H6, le propane C3H8, séparés sont utilisés dans un vaporéformeur, tel qu'un vaporéformeur de méthane (SMR). 19. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, comprenant un traitement de gaz de recycle issu de l'unité d'hydrotraitement avant sa réinjection dans ladite unité, dans lequel on effectue en outre un traitement au cours duquel on sépare et on traite le dioxyde de carbone (CO2) et l'hydrogène sulfuré (H2S) présents dans ledit gaz de recycle. 20. Procédé d'hydrotraitement catalytique selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on contrôle l'exothermicité de 15 l'hydrotraitement de la charge d'origine biologique au moyen de systèmes de régulation thermique, de préférence par l'ajout d'un liquide en aval de la zone de traitement de la charge d'origine biologique et/ou par la récupération de la chaleur de l'effluent sortant du premier réacteur afin d'abaisser sa température avant son injection dans le 20 deuxième réacteur. 21. Unité d'hydrotraitement catalytique pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes comprenant au moins un réacteur d'hydrotraitement en lit fixe 25 fonctionnant à contre-courant. 22. Unité d'hydrotraitement selon la revendication 21, caractérisé en ce qu'elle comprend un unique réacteur fonctionnant à contre-courant. 23. Unité d'hydrotraitement selon la revendication 21, caractérisé en ce qu'elle comprend deux réacteurs distincts, un premier réacteur fonctionnant à co-courant et un deuxième réacteur fonctionnant à contre-courant recevant l'effluent liquide sortant du premier réacteur. 24. Unité d'hydroraffinage comprenant au moins une unité d'hydrotraitement catalytique selon la revendication précédente. 30 35