交流電力系統と連系する太陽光発電システムであって、太陽電池と、前記太陽電池により発電された直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記交流電力系統の系統電圧を計測する系統電圧計測手段と、前記系統電圧計測手段により計測された系統電圧に基づいて、前記交流電力系統の電圧低下を検出する電圧低下検出手段と、前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出されていない場合、前記太陽電池による発電効率を上げるために、前記インバータの直流電圧を制御する第1の直流電圧制御手段と、前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出された場合、前記インバータから出力される電流を抑制するために、前記インバータの直流電圧を制御する第2の直流電圧制御手段とを備えたことを特徴とする太陽光発電システム。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を昇圧する制御をすることを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システム。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を昇圧する電圧量を変えることを特徴とする請求項2に記載の太陽光発電システム。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を降圧する制御をすることを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システム。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を降圧する電圧量を変えることを特徴とする請求項4に記載の太陽光発電システム。交流電力系統と連系する太陽電池を備えた太陽光発電システムに適用されるインバータを制御するインバータの制御装置であって、前記交流電力系統の系統電圧を計測する系統電圧計測手段と、前記系統電圧計測手段により計測された系統電圧に基づいて、前記交流電力系統の電圧低下を検出する電圧低下検出手段と、前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出されていない場合、前記太陽電池による発電効率を上げるために、前記インバータの直流電圧を制御する第1の直流電圧制御手段と、前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出された場合、前記インバータから出力される電流を抑制するために、前記インバータの直流電圧を制御する第2の直流電圧制御手段とを備えたことを特徴とするインバータの制御装置。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を昇圧する制御をすることを特徴とする請求項6に記載のインバータの制御装置。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を昇圧する電圧量を変えることを特徴とする請求項7に記載のインバータの制御装置。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を降圧する制御をすることを特徴とする請求項6に記載のインバータの制御装置。前記第2の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を降圧する電圧量を変えることを特徴とする請求項9に記載のインバータの制御装置。交流電力系統と連系する太陽電池を備えた太陽光発電システムに適用されるインバータを制御するインバータの制御方法であって、前記交流電力系統の系統電圧を計測し、計測した系統電圧に基づいて、前記交流電力系統の電圧低下を検出し、前記交流電力系統の電圧低下を検出していない場合、前記太陽電池による発電効率を上げるために、前記インバータの直流電圧を制御し、前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、前記インバータから出力される電流を抑制するために、前記インバータの直流電圧を制御することを含むことを特徴とするインバータの制御方法。前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、前記インバータの直流電圧を昇圧する制御をすることを含むことを特徴とする請求項11に記載のインバータの制御方法。前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を昇圧する電圧量を変えることを含むことを特徴とする請求項12に記載のインバータの制御方法。前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、前記インバータの直流電圧を降圧する制御をすることを含むことを特徴とする請求項11に記載のインバータの制御方法。前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を降圧する電圧量を変えることを含むことを特徴とする請求項14に記載のインバータの制御方法。以下、図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。第1の実施形態図1は、本発明の第1の実施形態に係るインバータ1の制御装置2を適用した太陽光発電システム10の構成を示す構成図である。なお、図中における同一部分には同一符号を付してその詳しい説明を省略し、異なる部分について主に述べる。以降の実施形態も同様にして重複した説明を省略する。太陽光発電システム10は、インバータ1と、制御装置2と、太陽電池3と、平滑コンデンサ4と、交流フィルタ5と、連系トランス6と、交流電流検出器71と、過電流継電器72と、交流電圧検出器73と、及び直流電圧検出器74とを備えている。太陽光発電システム10は、系統母線7及び交流電源8を備える交流電力系統と連系する分散型電源システムである。太陽電池3は、太陽光のエネルギーにより発電する電池である。太陽電池3は、発電した直流電力をインバータ1に供給する。インバータ1は、PWM制御されるインバータである。インバータ1は、太陽電池3から供給される直流電力を交流電源8と同期する交流電力に変換する。インバータ1は、連系トランス6を介して、交流電源8が接続されている系統母線7に交流電力を供給する。インバータ1は、電力変換回路インバータ回路がスイッチング素子で構成されている。スイッチング素子は、制御装置2から出力されるゲート信号Gtにより駆動される。これにより、インバータ1は、電力変換を行う。平滑コンデンサ4は、インバータ1の直流側に設けられている。平滑コンデンサ4は、太陽電池3からインバータ1に供給される直流電力を平滑化する。交流フィルタ5は、リアクトル51及びコンデンサ52を備えている。交流フィルタ5は、インバータ1から出力されるノイズを除去する。交流電流検出器71は、インバータ1の出力電流Iivを計測するための検出器である。交流電流検出器71は、検出した出力電流Iivを制御装置2及び過電流継電器72に検出信号として出力する。過電流継電器72は、交流電流検出器71により計測された出力電流Iivの瞬時値が予め設定されている整定値を超えると、保護動作する。交流電圧検出器73は、系統母線7の系統電圧Vrを計測するための検出器である。交流電圧検出器73は、検出した系統電圧Vrを制御装置2に検出信号として出力する。直流電圧検出器74は、インバータ1の直流側に印加される直流電圧Vdcを計測するための検出器である。直流電圧検出器74は、検出した直流電圧Vdcを制御装置2に検出信号として出力する。直流電流検出器75は、インバータ1の直流側に入力される直流電流Idcを計測するための検出器である。直流電流検出器75は、検出した直流電流Idcを制御装置2に検出信号として出力する。制御装置2は、電力量演算部21と、MPPT22と、直流電圧制御部23、電流制御部24と、PWM制御部25、電圧低下検知部26とを備えている。電力量演算部21は、直流電圧検出器74により検出された直流電圧Vdc及び直流電流検出器75により検出された直流電流Idcに基づいて、直流電力量Pdcを演算する。電力量演算部21は、演算した直流電力量PdcをMPPT22に出力する。MPPT22は、電力量演算部21により演算された直流電力量Pdcに基づいて、直流電圧の増加又は減少のいずれか一方を示す電圧増減信号Vnを直流電圧制御部23に出力する。図2を参照して、MPPT22による直流電圧Vdcの制御について説明する。図2は、本実施形態に係る太陽電池3による発電の特性を示す特性図である。曲線Cviは、太陽電池3による発電における電圧-電流の相関関係を示す曲線である。曲線Cpは、太陽電池3による発電における電力の特性を示す曲線である。MPPT22は、図2に示す曲線Cpにおいて最大電力となる最大電力点Pmmpの電圧最大電力点電圧Vmppを探す制御を行う。具体的には、以下の通りである。まず、直流電圧Vdcは、ある適当な電圧値に制御されているものとする。MPPT22は、この電圧での直流電力量Pdcを計測する。次に、MPPT22は、直流電圧Vdcを予め決められた1段階分の電圧を昇圧又は降圧させる電圧増減信号Vnを出力する。これにより、直流電圧は、直流電圧制御部23の制御により、僅かに上昇又は下降する。MPPT22は、上昇後又は下降後の直流電力量Pdcを計測する。MPPT22は、前回計測した直流電力量Pdcと今回新たに計測した直流電力量Pdcを比較する。今回新たに計測した直流電力量Pdcの方が多い場合は、MPPT22は、前回と同じ方向を示す電圧増減信号Vnを出力する。即ち、前回の電圧増減信号Vnが昇圧させる信号であれば、今回も電圧増減信号Vnを昇圧させる信号として出力する。前回の電圧増減信号Vnが降圧させる信号であれば、今回も電圧増減信号Vnを降圧させる信号として出力する。今回新たに計測した直流電力量Pdcの方が少ない場合は、MPPT22は、前回と異なる電圧増減信号Vnを出力する。即ち、前回の電圧増減信号Vnが昇圧させる信号であれば、今回は電圧増減信号Vnを降圧させる信号として出力する。前回の電圧増減信号Vnが降圧させる信号であれば、今回は電圧増減信号Vnを昇圧させる信号として出力する。上記の手順を繰り返すことにより、MPPT22は、直流電圧Vdcが常に最大電力点電圧Vmppの近傍にあるように制御する。電圧低下検知部26には、交流電圧検出器73により検出された系統電圧Vrが入力される。電圧低下検知部26は、系統電圧Vrに基づいて、直流電圧制御部23に検知信号Sdを出力する。電圧低下検知部26は、系統電圧Vrが所定の基準電圧以上の時通常時は、検知信号Sdを0にする。電圧低下検知部26は、系統電圧Vrが所定の基準電圧を下回ると系統電圧Vrの低下時、検知信号Sdを1にする。直流電圧制御部23には、直流電圧検出器74により検出された直流電圧Vdc、MPPT22から出力された電圧増減信号Vn、電圧低下検知部26から出力された検知信号Sd、及び電流制御部24により演算された電圧指令値Vivrが入力される。直流電圧制御部23は、検知信号Sdが0のときは、MPPT22による通常時の直流電圧Vdcの制御を行う。直流電圧制御部23は、検知信号Sdが1のときは、系統電圧Vrの低下時の直流電圧Vdcの制御を行う。直流電圧制御部23は、直流電圧Vdcを制御するための直流電圧指令値Vdcrを演算する。直流電圧制御部23は、演算した直流電圧指令値Vdcrを電流制御部24に出力する。電流制御部24には、交流電流検出器71により検出された出力電流Iiv、電力量演算部21により演算された直流電力量Pdc、及び直流電圧制御部23により演算された直流電圧指令値Vdcrが入力される。電流制御部24は、出力電流Iiv、直流電力量Pdc、及び直流電圧指令値Vdcrに基づいて、インバータ1の出力電圧を制御するための電圧指令値Vivrを演算する。電流制御部24は、演算した電圧指令値VivrをPWM制御部25に出力する。PWM制御部25には、電流制御部24により演算された電圧指令値Vivrが入力される。PWM制御部25は、インバータ1の出力電圧を電圧指令値Vivrに制御するためのゲート信号Gtを生成する。ゲート信号Gtは、インバータ1のスイッチング素子を駆動させる。これにより、インバータ1は、PWM制御される。図3は、本実施形態に係る直流電圧制御部23の構成を示す構成図である。直流電圧制御部23は、通常時直流電圧制御部231と、電圧低下時直流電圧制御部232とを備えている。検知信号Sdが0のときは、通常時直流電圧制御部231により直流電圧Vdcの制御がされる。検知信号Sdが1のときは、電圧低下時直流電圧制御部232により直流電圧Vdcの制御がされる。通常時直流電圧制御部231には、直流電圧検出器74により検出された直流電圧Vdc、MPPT22から出力された電圧増減信号Vn、及び電圧低下検知部26から出力された検知信号Sdが入力される。通常時直流電圧制御部231は、1を示す検知信号Sdを受信すると、制御を停止する。このとき、通常時直流電圧制御部231は、停止直前に出力していた直流電圧指令値Vdcrを保持する。通常時直流電圧制御部231は、0を示す検知信号Sdを受信すると、制御を開始する。このとき、制御の停止時に保持していた直流電圧指令値Vdcrを出力する。その後、通常時直流電圧制御部231は、前述したMPPT22による制御に従って、直流電圧Vdcを制御する。電圧低下時直流電圧制御部232には、直流電圧検出器74により検出された直流電圧Vdc、電圧低下検知部26から出力された検知信号Sd、電流制御部24により演算された電圧指令値Vivrが入力される。電圧低下時直流電圧制御部232は、1を示す検知信号Sdを受信すると、制御を開始する。電圧低下時直流電圧制御部232は、0を示す検知信号Sdを受信すると、制御を停止する。電圧低下時直流電圧制御部232は、電流制御部24により演算された電圧指令値Vivrに基づいて、インバータ1の出力電流Iivのリプルが過電流継電器72の整定値を超えないように、直流電圧Vdcを昇圧させるための直流電圧指令値Vdcrを演算する。即ち、電圧低下時直流電圧制御部232は、インバータ1の出力電流Iivが所定値以下になるまで、直流電圧Vdcを昇圧し続ける。図2に示すように、最大電力点電圧Vmppよりも直流電圧Vdcを昇圧した場合、直流電流Idcは減少する。電圧低下時直流電圧制御部232は、インバータ1の出力電流Iivが所定値以下になった後は、系統電圧Vrが低下している間、直流電圧Vdcを維持する。本実施形態によれば、連系されている電力系統の系統電圧Vrが低下すると、直流電圧Vdcを昇圧する制御がされる。これにより、インバータ1に入力される直流電流Idcは減少する。従って、インバータ1の出力電流Iivも減少する。これにより、インバータ1の出力電流Iivのリプルによる過電流継電器72の不要動作を防止することができる。また、通常時は、MPPT22による直流電圧Vdcの制御をすることで、太陽電池3の発電効率を最大限に引き出すことができる。第2の実施形態図4は、本発明の第2の実施形態に係るインバータ1の制御装置2Aを適用した太陽光発電システム10Aの構成を示す構成図である。太陽光発電システム10Aは、図1に示す第1の実施形態に係る太陽光発電システム10において、制御装置2を制御装置2Aに代えている。その他は、第1の実施形態に係る太陽光発電システム10と同様である。制御装置2Aは、第1の実施形態に係る制御装置2において、直流電圧制御部23を直流電圧制御部23Aに代え、電圧低下検知部26を電圧低下量演算部27に代えている。その他は、第1の実施形態に係る制御装置2と同様である。電圧低下量演算部27には、交流電圧検出器73により検出された系統電圧Vrが入力される。電圧低下量演算部27は、系統電圧Vrが所定の基準電圧を下回ると系統電圧Vrの低下時、定格電圧から系統電圧Vrを引いた電圧低下量ΔVを演算する。電圧低下量演算部27は、演算した電圧低下量ΔVを直流電圧制御部23Aに出力する。図5は、本実施形態に係る直流電圧制御部23Aの構成を示す構成図である。直流電圧制御部23Aは、図3に示す第1の実施形態に係る直流電圧制御部23において、電圧低下時直流電圧制御部232を電圧低下時直流電圧制御部232Aに代えている。その他は、第1の実施形態に係る直流電圧制御部23と同様である。なお、本実施形態に係る通常時直流電圧制御部231は、第1の実施形態に係る検知信号Sdが0のときは、電圧低下量ΔVが0のとき又は、電圧低下量ΔVが演算されていないときに相当し、第1の実施形態に係る検知信号Sdが1のときは、電圧低下量ΔVが0でないときに相当する。電圧低下時直流電圧制御部232Aには、直流電圧検出器74により検出された直流電圧Vdc及び電圧低下量演算部27により演算された電圧低下量ΔVが入力される。電圧低下時直流電圧制御部232Aは、電圧低下量ΔVが0でない場合系統電圧Vrの低下時、制御を開始する。電圧低下時直流電圧制御部232Aは、電圧低下量ΔVが0の場合通常時、制御を停止する。電圧低下時直流電圧制御部232Aは、系統電圧Vrの低下時、電圧低下量ΔVに基づいて、直流電圧指令値Vdcrを演算する。電圧低下時直流電圧制御部232Aは、電圧低下量ΔVが大きい程、直流電圧指令値Vdcrが大きい値になるように演算する。即ち、電圧低下時直流電圧制御部232Aは、電圧低下量ΔVが大きい程、直流電圧Vdcを大きく昇圧する。これにより、電圧低下時直流電圧制御部232Aは、電圧低下量ΔVに応じて、インバータ1の出力電流Iivを減少させる。次に、系統電圧Vrの低下時の直流電圧指令値Vdcrの演算方法について説明する。インバータ1の出力電流Iivに重畳される電流リプルは、次式に基づいて発生する。di/dt=ΔV/L...式1ここで、左辺は、インバータ1の出力電流Iivの変化率である。Lは、インバータ1と系統母線7との間のリアクトル成分である。ΔVは、系統電圧Vrの電圧低下量である。直流電圧指令値Vdcrは、上記の式に基づいて予測される電流リプルを抑制するように設定される。本実施形態によれば、系統電圧Vrの電圧低下量ΔVに応じて、直流電圧Vdcを昇圧する制御がされる。従って、第1の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。なお、各実施形態では、インバータ1の直流電圧Vdcを上昇させて、インバータ1の出力電流Iivを抑制したが、直流電圧Vdcを降圧させて、出力電流Iivを抑制する制御をしてもよい。図2に示す最大電力点電圧Vmppを外すように、直流電圧Vdcを制御することで、出力電流Iivを抑制する制御をすることができる。これにより、各実施形態と同様の作用効果を得ることができる。また、第2の実施形態において、系統電圧Vrの低下時の直流電圧指令値Vdcrを求める式は、上記1式に基づかなくてもよい。例えば、直流電圧指令値Vdcrを求める式は、経験則又はノウハウによって求めてもよい。さらに、各実施形態において、太陽光発電システム10と交流電力系統との間に設けられた連系トランス6は無くてもよい。この場合、交流電圧検出器73により検出される電圧は、交流電流検出器71により検出される電流と同じ測定箇所の電気量になる。なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。